Derecho de la Energía

La obligación de repercutir los tributos autonómicos y locales en el precio de la electricidad

En un reciente artículo se ha tratado el tema de la repercusión de los tributos locales en el precio de la electricidad. Se ponía de manifiesto la imprecisa regulación de esta materia dado que la legislación del sector eléctrico no ha determinado qué tributos podrán ser repercutidos ni tampoco las actividades de suministro eléctrico, gravadas con estos tributos, que deberían dar lugar a la repercusión a través de los suplementos territoriales. Se concluía el artículo señalando que la concreción de estas cuestiones debería hacerse en la Orden Ministerial a la que se remiten los artículos 16.4 y 17.6 de la LSE 2013, en los que se dice que: “Por orden del titular del Ministerio de Presidencia, a propuesta conjunta de los titulares de los Ministerios de Industria, Energía y Turismo y de Hacienda y Administraciones Públicas se determinarán, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, los concretos tributos y recargos que serán considerados a efectos de la aplicación de los citados suplementos territoriales, así como los mecanismos necesarios para la gestión y liquidación de tales suplementos”.

 Esta remisión ya se hacía en la Disposición adicional decimoquinta del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, que modificó la regulación de los suplementos territoriales establecida en el LSE 1997.

 De ahí  que se entendiese que no podían aplicarse los suplementos territoriales mientras no se aprobase la Orden concretando los tributos autonómicos y locales así como los mecanismos necesarios para la gestión y liquidación de tales suplementos.

 Este fue el criterio mantenido por la Comisión Nacional de la Energía en el informe 35/2012 sobre la propuesta de Orden estableciendo los peajes de acceso a partir de 2013. Conviene recordar que en la memoria de la propuesta de Orden se incluía entre los ingresos liquidables un importe de 200 millones de euros procedente de suplementos territoriales. La CNE dijo en su informe que “… ni el Ministerio ha hecho uso de la habilitación normativa prevista en la DA 15ª del Real Decreto-ley 20/2012 ni la Propuesta de Orden de peajes incluye las previsiones necesarias para cumplir tal finalidad. Es decir, no existe regulación normativa ni sobre “los concretos tributos y recargos que serán considerados a efectos de la aplicación del suplemento territorial a los peajes de acceso y tarifas de último recurso” ni sobre los “mecanismos necesarios para su gestión y liquidación”. A falta de tal desarrollo, ni la CNE podrá realizar actividad liquidatoria alguna con relación a las cantidades previstas como suplementos territoriales, ni las mismas pueden considerarse, sin más, ingresos liquidables del sistema eléctrico”. Esta fue la razón por la que los suplementos territoriales fueron excluidos de la Orden de peajes definitivamente aprobada”. Lo razonado en este informe dio lugar a que se excluyesen los suplementos territoriales de la Orden aprobada definitivamente.

 Sin embargo, la reciente sentencia del TS de 11 de junio de 2014 (nº recurso 102/2013), que resuelve el recurso interpuesto precisamente contra la Orden por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2013 -Orden ITE/221/2013, de 14 de febrero-, concluye que los suplementos territoriales deben incluirse entre los costes de los peajes de acceso aun cuando no se haya aprobado la Orden concretando los tributos que deberían dar lugar a la aplicación de éstos.

 El recurso contra esta Orden lo interpuso “GAS NATURAL SDG, S.A.” y cuestiona entre otras cosas que no se incluyan en los peajes de acceso los suplementos territoriales para cubrir los sobrecostes de los tributos autonómicos.

 El TS entiende que los artículos 17.4 y 18.5 de la Ley 54/1997, ambos según la redacción dada por el Real Decreto-ley 20/2012, imponían la obligación de incluir en los peajes de acceso los sobrecostes generados por los tributos autonómicos que gravaban directa o indirectamente las actividades o instalaciones destinadas al suministro eléctrico, sin que esta obligación pudiese quedar condicionada a la aprobación de la Orden Ministerial a la que se remitía Disposición adicional decimoquinta del Real Decreto-ley 20/2012. Además, reprocha al Ministerio el retraso injustificado en la aprobación de esta Orden, necesaria para poder aplicar los suplementos territoriales.

 La sentencia reconoce que no se puede determinar el importe del suplemento territorial que debe repercutirse a los consumidores, cuantificado por la entidad recurrente en 30 millones de euros, dado que está pendiente de que se apruebe la Orden concretando los tributos y recargos que deberán dar lugar a los suplementos territoriales.

 En consecuencia, la sentencia estima parcialmente el recurso, anula el  artículo 9.1 de la Orden IET/221/2013 al no incluir entre los costes que han de sufragar los peajes de acceso para el año 2013 los suplementos territoriales a los que se refiere el apartado 4 del artículo 17 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, según la redacción dada por el artículo 38 del Real Decreto-ley 20/2012, e impone al Ministro de Industria el deber de incluirlos, en los términos que establece la Disposición adicional decimoquinta del citado Real Decreto-ley 20/2012.

Adviértase que en la misma situación se encuentra la Orden de peajes para el año 2014 – Orden IET/107/2014, de 31 de enero-, que tampoco ha incluido los suplementos territoriales en los peajes de acceso y en los precios voluntarios del pequeño consumidor, incumpliendo lo exigido en los artículos 16.4 y 17.6 de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico.

 La sentencia resuelve la cuestión de la obligatoriedad de incluir de forma inmediata en los peajes de acceso los suplementos territoriales derivados de los sobrecostes generados por los tributos autonómicos o recargos estatales que graven directamente o indirectamente actividades o instalaciones destinadas al suministro eléctrico. Pero no entra a resolver algunas otras cuestiones importantes relacionadas con los suplementos territoriales que se suscitarán y deberán abordarse en ejecución de sentencia.

 Por ejemplo, la sentencia se refiere a la obligatoriedad de incluir los suplementos territoriales derivados de los tributos autonómicos en los peajes de acceso -artículo 17.4 LSE 1997 – pero no se pronuncia sobre la obligatoriedad de incluirlos en las tarifas de último recurso –artículo 18.5 LSE 1997. Parece lógico entender, a tenor de lo establecido en este artículo, que coincide con el artículo 17.4, que estos suplementos territoriales se debieron incluir también en la tarifa de último recurso.

 Por otra parte, la sentencia se pronuncia sobre los suplementos territoriales derivados de los tributos  autonómicos, porque es lo que se le plantea en el recurso, pero nada dice sobre si estos suplementos deben incluir también los tributos locales, a los que se refiere también el artículo 17.4 LSE 1997. A pesar de ello, cabe entender, siguiendo el razonamiento de la sentencia, que la obligación alcanza también a los suplementos territoriales derivados de los tributos locales. El problema, como se decía en el anterior artículo, es determinar qué tributos locales y qué actividades de suministro eléctrico gravadas con estos tributos pueden dar lugar a la aplicación de los suplementos territoriales.

 Este mismo problema se va a plantear con los tributos autonómicos; en ejecución de sentencia habrá que determinar qué tributos autonómicos pueden ser repercutidos a los consumidores a través de los suplementos territoriales. Los artículo 17.4 y 18.5 de la LSE 1997, en la redacción dada por el artículo 38 del Real Decreto-ley 20/2012 –en idénticos términos los artículos 16.4 y 17.5 de la LSE 2013- se refieren de forma genérica a los tributos propios de las Comunidades Autónomas o recargos sobre tributos estatales que graven, directa o indirectamente, las actividades o instalaciones destinadas al suministro eléctrico.

 La realidad es que algunas Comunidades Autónomas han aprobado distintos impuestos, calificados de ambientales y relacionados con el sector energético. Lo cierto es que estos impuestos autonómicos, a pesar de su pretendido carácter medioambiental, en la práctica son figuras puramente recaudatorias con escasos efectos ambientales. Estos impuestos energético- ambientales han sido muy criticados, proponiéndose su reforma en el marco de un nuevo régimen fiscal. Son interesantes los análisis críticos de estos impuestos que se hacen en el informe 2013 de Economics for Energy sobre “Impuestos energéticos-ambientales en España”  y en el informe de febrero 2014 de la Comisión de Expertos para la reforma del sistema tributario español.

 Como se ha dicho, la clave está determinar cuáles de estos impuestos autonómicos podrán repercutirse a los consumidores a través de los suplementos territoriales. Es lógico que se repercutan aquellos que gravan actividades reguladas como el transporte o la distribución, dado que contribuyen a incrementar el coste del sistema eléctrico. Entrarían aquí: el Impuesto sobre el desarrollo de determinadas actividades que inciden en el medio ambiente, que grava el transporte y la distribución, creado por la Comunidad Autónoma de Asturias mediante la Ley 12/2010, de 28 de diciembre; el Impuesto sobre el impacto medioambiental causado por instalaciones de transporte y distribución, creado por la Comunidad de Canarias mediante la Ley 4/2012, de 25 de junio; el Impuesto sobre la afección medioambiental causada por el transporte de energía eléctrica en alta tensión, creado por la Comunidad de Castilla-León mediante la Ley 1/2012, de 28 de febrero; el Impuesto sobre instalaciones que incidan en el medio ambiente que grava el transporte de energía eléctrica, creado por la Comunidad Autónoma de Extremadura mediante DL 2/2006 de 12 de diciembre y el Impuesto sobre el impacto visual producido por los elementos de suministro de energía eléctrica, creado por la Comunidad  de La Rioja, mediante la Ley 7/2012, de 21 de diciembre.

 Otro grupo de impuestos autonómicos gravan la actividad de producción de energía eléctrica procedente de distintas fuentes: hidroeléctrica,  nuclear, ciclos combinados y eólica. Esta actividad, como es sabido, no tiene carácter regulado y, en principio, la retribución que perciben los productores es el precio que resulta de los distintos mercados y de los contratos bilaterales que se celebran. No se trata, por tanto, de una retribución regulada que forme parte de los costes del sistema y que pueda verse incrementada por los impuestos que graven la actividad de producción. En consecuencia,  no estaría justificado que los impuestos autonómicos que gravan la producción se repercutiesen entre los consumidores a través de los suplementos territoriales.

 La duda surge en relación con el canon eólico establecido por algunas Comunidades Autónomas –Galicia, Castilla-León y Castilla-La Mancha-, teniendo en cuenta el peculiar régimen retributivo de esta fuente de energía renovable hasta la reciente reforma, basado en unos incentivos sufragados por todos los consumidores, que forman parte de los costes del sistema. Una parte de los incentivos abonados con cargo al sistema eléctrico se ha destinado a pagar los impuestos autonómicos, por lo que es razonable que el importe de estos impuestos se repercuta entre los consumidores de las Comunidades Autónomas que los han creado.

  La conclusión a la que se puede llegar a la vista de esta sentencia del Tribunal Supremo, es que los consumidores de energía eléctrica de algunas Comunidades Autónomas -y cabe pensar que también de algunos Ayuntamientos- van a tener que soportar un nuevo incremento en su factura eléctrica –que afectará a las facturas de los años 2013 y 2014 y a las de los años sucesivos-  al obligar a incluir en los peajes de acceso y en la tarifa de último recurso (sustituida por los PVPC), en concepto de suplementos territoriales, el importe de determinados tributos autonómicos y locales. Queda por ver qué tributos se repercuten, cómo se distribuye el importe entre los distintos consumidores y que destino se da a los suplementos territoriales.

 Pedro Corvinos

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Repercusión de los tributos locales en el precio de la electricidad

La legislación del sector eléctrico ha previsto que el precio de la electricidad pueda variar en cada municipio, en función de los tributos locales aplicables a las actividades e instalaciones destinadas al suministro eléctrico. La repercusión de estos tributos locales en el precio de la electricidad que pagan los consumidores de un municipio  se produce a través de los denominados suplementos territoriales.

Estos suplementos territoriales han de cubrir la totalidad del sobrecoste provocado por los tributos de carácter local y se incluirán en los peajes de acceso o cargos asociados que deben pagar los consumidores en el mercado libre y en los precios voluntarios para el pequeño consumidor.

 Lo que se persigue con estos suplementos territoriales es evitar que el conjunto de consumidores tengan que soportar el sobrecoste generado en el sistema eléctrico por determinados tributos locales –y también por tributos autonómicos- que gravan las actividades de suministro. Se plantean, pues, como una medida para garantizar una distribución equitativa de los costes del sistema eléctrico entre todos los consumidores. La idea es que paguen más aquellos consumidores radicados en municipios –o comunidades  autónomas- que gravan las actividades de suministro eléctrico con determinados tributos de los que únicamente se benefician aquellos que los establecen y que contribuyen a incrementar los costes del sistema.

 Son dos fundamentalmente las cuestiones que han planteado y plantean dudas en relación con estos suplementos territoriales. Por un lado, no acababa de quedar claro qué tributos de carácter local pueden dar lugar a su aplicación. Y, por otro lado, tampoco queda claro qué actividades de suministro eléctrico gravadas con estos tributos debieran dar lugar a la aplicación de los suplementos territoriales.

 Empezando por cuáles son los tributos locales que debieran determinar la aplicación de los suplementos territoriales, hay que destacar la falta de precisión y la ambigüedad en la regulación de esta cuestión, evidenciada en las sucesivas modificaciones introducidas. Al parecer se ha querido que sólo diesen lugar a la aplicación de estos suplementos territoriales, aquellos tributos locales que no fuesen de aplicación obligatoria en todo el territorio nacional. Es decir, aquellos tributos respecto de los que los municipios pueden decidir si los establecen o no. Y es lógico que así sea dado que si un tributo local es exigible en todos los municipios, no tiene ningún sentido aplicar los suplementos territoriales como medida garantizadora de la distribución equitativa de los costes del sistema entre el conjunto de consumidores.

 Las sucesivas redacciones que se han dado al artículo que regula esta cuestión no han contribuido a aclarar qué tributos locales debieran dar lugar a la aplicación de los suplementos territoriales. El artículo 17.3 de la LSE 1997, en la redacción original, se refería a los tributos de carácter local “…  cuya cuota se obtuviera mediante reglas no uniformes para el conjunto del territorio nacional…”. Con esta imprecisa redacción cualquiera de los tributos locales habría podido dar lugar a la aplicación de los suplementos territoriales, dado que los municipios cuentan con un amplio margen para determinar la cuota de todos estos tributos.

 En la redacción que se da al artículo 17 LSE 1997 -en idénticos términos al artículo 18- por el artículo 38 del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, se establece que: “En el caso de que los tributos impuestos sean de carácter local y no vengan determinados por normativa estatal, al peaje de acceso se le podrá incluir un suplemento territorial que cubra la totalidad del sobrecoste provocado”

 La redacción seguía siendo imprecisa habida cuenta que el sistema tributario local viene regulado en una norma estatal -Texto Refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales-, por lo que cabría entender que todos los tributos locales de alguna forma vienen determinados por la normativa estatal. Con lo cual, ninguno de los tributos locales podría dar lugar a la aplicación de suplementos territoriales.

 La imprecisa regulación de los suplementos territoriales a que pueden dar lugar los tributos de carácter local daba pie a las interpretaciones más  variadas.

 Finalmente, la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico  ha introducido una mayor precisión al regular los suplementos territoriales –artículo 16 y 17-,  disponiendo lo siguiente:

 “En el caso de que los tributos sean de carácter local, salvo los contemplados en el artículo 59 del texto refundido de la Ley reguladora de las Haciendas Locales aprobado por Real Decreto Legislativo 2/2004 de 5 de marzo, en el peaje de acceso o cargo que corresponda se le podrá incluir un suplemento territorial que cubra la totalidad del sobrecoste provocado.

Por orden del titular del Ministerio de Presidencia, a propuesta conjunta de los titulares de los Ministerios de Industria, Energía y Turismo y de Hacienda y Administraciones Públicas se determinarán, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, los concretos tributos y recargos que serán considerados a efectos de la aplicación de los citados suplementos territoriales, así como los mecanismos necesarios para la gestión y liquidación de tales suplementos”.

 A tenor de lo establecido en estos artículos resulta que salvo los impuestos contemplados en el artículo 59 TRLRLH, todos los demás tributos locales que generen sobrecostes podrán ser repercutidos a los usuarios de aquellos municipios que los establezcan por la vía de los suplementos territoriales. En principio entrarían aquí, salvo que otra cosa se disponga en la Orden Ministerial prevista,  todas las tasas que de una u otra forma gravan la actividad o las instalaciones de suministro eléctrico. En particular, la tasa por la utilización privativa o el aprovechamiento especial del dominio público local, que gravan las redes de transporte y distribución, con la que ya cuentan algunos municipios.

La segunda cuestión que tampoco queda clara es la de qué actividades de suministro gravadas con estos tributos locales pueden dar lugar a la aplicación de los suplementos territoriales. Lo lógico es entender que sólo las actividades reguladas –transporte y distribución- deberían dar lugar a los suplementos territoriales, dado que al incrementarse su retribución como consecuencia de los tributos locales que las gravan se produce un sobrecoste para el sistema. No tiene sentido que puedan dar lugar a estos suplementos territoriales las actividades o las instalaciones de generación y comercialización -que no tienen carácter regulado- gravadas por estos tributos locales, habida cuenta que, en principio, los ingresos que perciben las empresas que ejercen estas actividades no son costes del sistema que deban sufragar el conjunto de los consumidores.

 Sin embargo, a tenor de lo dispuesto en los artículos 16.4 y 17.6 LSE, que se refiere con carácter general y sin distinciones a “… actividades o instalaciones destinadas al suministro eléctrico… “ cabe pensar que el legislador ha querido que también den lugar a la aplicación de los suplementos territoriales las actividades no reguladas gravadas por tributos locales no incluidos en el artículo 59 TRLRHL.

 Ello supone que los consumidores de los Municipios que graven estas actividades no reguladas, tendrán que soportar el pago de unos suplementos que no están justificados por los sobrecostes del sistema. Debe quedar claro que gravar con tributos locales estas actividades no reguladas no conlleva un incremento en los costes del sistema, a diferencia de lo que sucede con el gravamen de las actividades reguladas.

 Si así fuese, la finalidad que tendrían estos suplementos territoriales, en lo que se refiere a las actividades no reguladas, sería desincentivar que los Municipios las graven –con la amenaza de repercutir el coste en los consumidores- en beneficio de las empresas que las ejercen y en detrimento de las arcas municipales.

 Es evidente que la configuración que finalmente se haga de los suplementos territoriales que traen causa de los tributos locales, con la aprobación de la Orden Ministerial a que se refiere la LSE, condicionará el diseño del sistema tributario por los Municipios, desincentivando el establecimiento de aquellos tributos que puedan dar lugar al incremento del precio del precio de la electricidad. En este contexto de crisis económica, en el que el precio de la electricidad se percibe excesivo, ningún Ayuntamiento se arriesgará a establecer tributos que conlleven para los vecinos consumidores un incremento de este precio.

 Por lo tanto, harán bien los Ayuntamientos en estar al corriente e intervenir en la concreción que se haga de los suplementos territoriales puesto que ello condicionará su sistema tributario.

Pedro Corvinos

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Asignación gratuita de derechos de emisión e incremento del precio de la electricidad

La lectura de las recientes sentencias del Tribunal Supremo – STS 1197/2014; STS 1324/2014; STS 1345/2014-, en las que, estimando los recursos de casación interpuestos contra las sentencias dictadas por la Audiencia Nacional, se anulan determinados artículos de la Orden ITC/3315/2007, de 17 de noviembre, me lleva a hacer algunas consideraciones acerca de la asignación gratuita de los derechos de emisión a determinadas empresas generadoras de electricidad, su incidencia en el precio de la electricidad y las medidas regulatorias adoptadas para compensar las ganancias inmerecidas de estas empresas a costa de los consumidores.

 Es un hecho que la asignación gratuita de derechos de emisión de efecto invernadero a algunos productores de energía eléctrica, prevista en los Planes Nacionales de Asignación (2005-2007 y 2008-2012), tuvo como consecuencia la internalización del valor de estos derechos en la formación del precio de electricidad en el mercado mayorista. Es decir, aun cuando estos derechos se asignaron gratuitamente a algunas empresas productoras, éstas incluyeron el valor de estos derechos como coste de oportunidad en la formación del precio ofertado, que finalmente resultó casado en el mercado diario e intradiario de carácter marginalista. El resultado es que la asignación gratuita de estos derechos de emisión provocó un incremento del precio de la electricidad en beneficio de todas las empresas productoras de electricidad, a costa de incrementar el déficit de tarifa.

 Para compensar estas ganancias inmerecidas, el Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, que regula el mecanismo de casación de las ofertas de venta y adquisición de energía presentadas simultáneamente en el mercado diario e intradiario de producción de este sector eléctrico, previó –artículo 2- que la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica se minorará en un importe equivalente al valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero asignados gratuitamente. El mecanismo compensatorio establecido en el artículo 2 fue desarrollado por la ORDEN ITC/3315/2007, de 15 de noviembre, que es la que se impugna en los recursos contencioso-administrativos sobre los que se ha pronunciado en casación el Tribunal Supremo. Cabe recordar que la Audiencia Nacional desestimó los recursos interpuestos por las empresas generadoras de electricidad afectadas por la medida

 Son varias las cuestiones que se plantean en los recursos interpuestos por estas empresas y sobre las que se pronuncian las sentencias del Tribunal Supremo: a) infracción del artículo 10 de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003 , por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero; b) infracción de los artículos 10.2 , 33 , 86, 9.3, 38, 53.1 y 97 dela Constitución y c) infracción del principio de jerarquía normativa.

 La empresas generadoras de electricidad han venido considerando que la medida compensatoria  adoptada infringía el artículo 10 de la Directiva 2003/87/C, que impone a los Estados miembros el deber de asignar gratuitamente un porcentaje determinado de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero. Entendían estas empresas que la medida neutralizaba la gratuidad de la asignación inicial y, por consiguiente, desvirtuaba la finalidad perseguida por la Directiva, que era reducir las emisiones de gases de efecto invernadero mediante un mecanismo de incentivación económica.

 El TS, a la vista de esta alegación, planteó una cuestión prejudicial que fue resuelta por el TSJUE mediante sentencia de 17 de octubre de 2013. Se concluye en esta interesante sentencia que el artículo 10 de la Directiva 2003/87/CE debe interpretarse en el sentido que no se opone a la aplicación de la medida compensatoria establecida en el Real Decreto-Ley 3/2006 y desarrollada por la ORDEN ITC/3315/2007. La sentencia del TSJUE deja claro que la asignación gratuita de derechos de emisión prevista en el artículo 10 de la Directiva 2003/87/CE no tenía por objeto conceder subvenciones a los productores; se trataba de una medida transitoria tendente a evitar la pérdida de competitividad de las empresas como consecuencia del establecimiento de un régimen para el comercio de los derechos de emisión.  Se reconoce, por otra parte, que en el sector eléctrico no ha habido una presión competitiva lo suficientemente fuerte como para limitar la repercusión  del valor de los derechos de emisión en el precio de la electricidad, lo que la dado lugar a que las empresas productoras obtengan “ganancias inmerecidas”.

 Estos razonamientos llevan al TJUE  a considerar que “… el concepto de gratuidad de los derechos de emisión del artículo 10 de la Directiva 2003/87 no se opone a una normativa como la controvertida en los litigios principales que minora la retribución de los productores de energía eléctrica para compensar las ganancias inmerecidas resultantes de la asignación gratuita de derechos de emisión, siempre que, como se ha puesto de relieve en el apartado 30 de la presente sentencia, no se menoscaben los objetivos de dicha Directiva”. Y se concluye que la medida compensatoria, si bien puede disminuir el incentivo para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, no lo suprime por completo, con lo cual no quedarían desvirtuados los objetivos de la Directiva. Estos argumentos sirven al TS para rechazar la alegación sobre la gratuidad de la asignación derechos de emisión formulada por las empresas productoras.

 Como ha quedado expuesto, las empresas recurrentes plantearon también la inconstitucionalidad de esta medida compensatoria por infringir varios preceptos de la Constitución. Entre otros, el artículo 33 al considerar que la medida prevista en el Real Decreto-Ley 3/2006 y desarrollada en la ORDEN ITC/3315/2007 encubría una expropiación de los derechos de emisión sin la preceptiva compensación e imponía una prestación patrimonial de carácter público. La Audiencia Nacional, en  las sentencias dictadas en instancia, había rechazado esta alegación argumentado que la medida adoptada entra dentro de la actividad reguladora del mercado mayorista de electricidad con el fin de corregir sus disfunciones y, por tanto, no tiene por finalidad la privación sin compensación de los derechos de emisión asignados gratuitamente.

 En esta línea,  el TS –fundamento de derecho cuarto STS 1197/2014-, considera que: “El precepto controvertido de la legislación de urgencia no priva de sus bienes y derechos a las empresas de generación de energía eléctrica ni establece una prestación patrimonial de carácter público que aquéllas deban satisfacer. Más sobriamente, se limita -según ya hemos expuesto- a modificar en un determinado sentido el mecanismo de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica en el marco del mercado mayorista al que se refiere el artículo 16.1.a) de la Ley 54/1997, excluyendo de la ecuación uno de los ´costes` remunerables que inciden en la fijación del precio final de la casación”. Y sigue diciendo: “La modificación normativa implica, sin duda, una consecuencia desfavorable para los intereses de las empresas afectadas pero esta circunstancia no convierte en «prestación patrimonial de carácter público» lo que no es sino medida estrictamente conformadora del mercado mayorista. Y si la razón de su ajuste al Derecho de la Unión Europea -tal como afirma la sentencia antes citada- está ligada al objetivo de «paliar los efectos de las ganancias inmerecidas a que da lugar la asignación de derechos de emisión en el mercado eléctrico español» (punto 38 de aquélla) o «compensar las ganancias inmerecidas resultantes de la asignación gratuita» (punto 42), no resulta constitucionalmente criticable que el nuevo régimen retributivo del mercado mayorista – establecido en una norma del mismo rango que la Ley 54/1997- trate de restaurar el equilibrio de modo que lo que gratis se recibió no resulte expropiado pero tampoco pueda aumentar el precio final pagado por los consumidores de energía eléctrica”. Por todo ello, el TS rechaza que la medida adoptada tenga carácter confiscatorio.

 De manera que el TS confirma en casación las sentencias de la Audiencia Nacional en lo que respecta a lo alegado por las entidades recurrentes acerca de la infracción del artículo 10 de la Directiva 2003/87/C y de determinados preceptos constitucionales. Se concluye, pues, que la medida regulatoria establecida en el Real Decreto-Ley 3/2006 se ajusta a la citada Directiva y a la Constitución.

 Sin embargo, el TS estima el razonamiento de estas entidades en virtud del cual la ORDEN ITC/3315/2007 habría infringido el principio de jerarquía normativa al excederse de lo establecido en el Real Decreto-Ley 3/2006 con el fin de ampliar su ámbito de aplicación objetivo y subjetivo. Lo que establece el artículo 2 de este Real Decreto-Ley es que las empresas titulares de las instalaciones de generación que habían recibido de modo gratuito derechos de emisión minoraran su retribución en el mercado mayorista en el importe equivalente al valor de estos derechos.

 Lo cierto es que con esta minoración no se neutralizaban todas las consecuencias económicas derivadas de trasladar a los precios finales de la energía eléctrica el valor de los derechos de emisión asignados gratuitamente. De ahí que la Orden ITC/3315/2007, yendo más allá de lo establecido en el Real Decreto-Ley 3/2006, dispusiese que todas las centrales de generación en régimen ordinario, tanto las asignatarias de derechos de emisión como las no asignatarias, vieran minorada su retribución no ya en el importe exacto del valor de los derechos recibidos, sino en la cuantía resultante de la subida del precio («sobreprecio») de la energía eléctrica que hubiera, a su vez, derivado de la internalización de aquellos derechos.

 El Tribunal Supremo concluye que la citada Orden incurre en una extralimitación para la que no le facultaba el artículo 2.3 del Real Decreto-ley 3/2006, lo que determina su disconformidad con el ordenamiento jurídico y la anulación de determinados preceptos. La anulación de esta Orden tiene un alcance limitado, como se encarga de precisar el TS en las sentencias dictadas. La anulación solo afectaría a la minoración del sobreprecio a todas las empresas de generación correspondiente al año 2006; no obstante, sí que sería exigible, conforme a lo establecido en el Real Decreto-Ley 3/2006, la minoración de la retribución en el importe equivalente al valor de los derechos de emisión asignados gratuitamente a algunas empresas de generación.

 Se encarga también de precisar el TS que la extralimitación apreciada dejaría de existir si un instrumento legal de rango adecuado incorporase los contenidos normativos de la Orden anulada, como finalmente hizo El Real Decreto-ley 11/2007 a partir del año 2008.

 Pedro Corvinos

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Marco estratégico en materia de clima y energía para el periodo 2020-2030

COMUNICACIÓN DE LA COMISIÓN AL PARLAMENTO EUROPEO, AL CONSEJO, AL COMITÉ ECONÓMICO Y SOCIAL EUROPEO Y AL COMITÉ DE LAS REGIONES

Nuevas pautas para  las futuras políticas de la UE en materiade energía y clima:

  • Un compromiso ambicioso de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en consonancia con las hojas de ruta para 2050. La asunción de este compromiso debe seguir un enfoque eficaz desde el punto de vista de los costes que sea asequible y competitivo, garantice la seguridad de abastecimiento y la sostenibilidad, y tenga en cuenta las actuales circunstancias económicas y políticas.

  • Simplificación del marco estratégico europeo, mejorando al mismo tiempo la complementariedad y la coherencia entre los objetivos y los instrumentos.

  • Dentro de este Marco de la UE, dotar a los Estados miembros de flexibilidad para definir una transición hipocarbónica que se adecúe a sus circunstancias específicas, combinación de fuentes de energía preferida, y necesidades en términos de seguridad energética, y permitirles que mantengan los costes en un nivel mínimo.

  • Reforzar la cooperación regional entre los Estados miembros para ayudarles a afrontar retos comunes en materia de energía y clima de un modo más rentable y promoviendo al mismo tiempo la integración del mercado y evitando el falseamiento del mercado.

  • Apoyarse en el impulso dado al desarrollo de las fuentes de energía renovables con una política basada en un enfoque más rentable que refuerce la dimensión europea y logre una mayor integración del mercado interior de la energía y una competencia no falseada.

  • Un conocimiento profundo de los factores que determinan los costes de la energía para que la política se base en hechos y evidencias, de manera que sepamos a ciencia cierta qué influencia se puede lograr a través de políticas nacionales y de la Unión y qué queda fuera de su alcance. Garantizar que la competitividad de las empresas y la asequibilidad de la energía para los consumidores sean fundamentales a la hora de determinar los objetivos del marco y los instrumentos necesarios para su aplicación.

  • Mejorar la seguridad energética, al tiempo que se establece un sistema energético competitivo e hipocarbónico, mediante la actuación común, unos mercados integrados, la diversificación de las importaciones, el desarrollo sostenible de las fuentes de energía autóctonas, la inversión en las infraestructuras necesarias, el ahorro energético de los usuarios finales y el apoyo a la investigación y la innovación.

  • Mejorar la seguridad de los inversores ofreciendo señales claras de cómo cambiará el Marco estratégico a partir de 2020 y garantizar que antes de dicha fecha no tendrán lugar cambios sustanciales en los objetivos e instrumentos vigentes.

  • Repartir equitativamente los esfuerzos entre los Estados miembros plasmando sus circunstancias y capacidades específicas.

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¿Constituyen ayudas de Estado los incentivos a las renovables financiados por los consumidores?

La reciente sentencia del TJUE (Sala Segunda) de 19 de diciembre de 2013,  considera ayuda de estado –artículo 107 TFUE- el mecanismo de compensación de los sobrecostes en que incurren las empresas en virtud de una obligación de compra de electricidad de origen eólico a un precio superior al de mercado, cuya financiación recae en los consumidores finales, previsto en la ley francesa 2000-108, de 10 de febrero, relativa a la modernización y al desarrollo del servicio público de electricidad

 Esta sentencia resuelve una cuestión prejudicial planteada por el Conseil d´Etat (Francia), en el marco de un recurso interpuesto por una asociación –Vent de Colère-, que se opone a la energía eólica industrial,  y por varias personas físicas, contra las órdenes ministeriales en las que se establecían las condiciones de compra de electricidad generada por instalaciones eólicas.

 El Estado francés ha incentivado la producción de electricidad en instalaciones eólicas, obligando a la empresa Électricité de France (EDF)  y a los distribuidores no nacionalizados a comprar la electricidad generada en instalaciones eólicas a un precio superior al valor de mercado. Si bien inicialmente el sobrecoste que para estas empresas suponía la compra de electricidad a un precio superior al de mercado se compensaba con cargo a un fondo financiado por las contribuciones de empresas generadoras, distribuidoras y suministradoras, una modificación legal determinó que ese sobrecoste se compensase mediante la contribución de los consumidores finales.

 Al hilo de lo expuesto, conviene recordar que el TJUE ya se había pronunciado sobre esta cuestión en el asunto PreussenElectra (C-379/98), al concluir en la sentencia de 13 de marzo de 2001 que no constituía ayuda de Estado la obligación impuesta a las empresas suministradoras de adquirir electricidad producida en instalaciones eólicas a un precio superior al valor de mercado, cuando el sobrecoste en que incurren es financiado con sus propios recursos por dichas empresas y otras empresas distribuidoras.

 De manera que es el cambio en el mecanismo de compensación del sobrecoste lo que ha llevado al TJUE a calificar la medida como ayuda de Estado. Para llegar a esta conclusión el Tribunal tiene en cuenta que las cantidades destinadas a compensar los sobrecostes resultantes de comprar la electricidad que recae sobre las empresas, provienen del conjunto de consumidores finales de electricidad y son gestionadas por un organismo público –La Caisse des dépôts et consignations-, al que le encomienda esta función el regulador francés. Y se tiene también en cuenta que el importe de la contribución que recae sobre cada consumidor final es determinado anualmente  por el Ministro competente.

 Todo ello le lleva al Tribunal a considerar que los importes procedentes de los consumidores finales en la forma gestionada por la Caisse des dépôts et consignations permanecen bajo control público. Y recuerda que el artículo 107.1 TFUE comprende todos los medios económicos que las autoridades puedan efectivamente utilizar para apoyar a las empresas, independientemente de que dichos medios pertenezcan o no de modo permanente al patrimonio del Estado, bastando con que estos medios económicos estén constantemente bajo control público.  De ahí que se interprete el artículo 107.1 TFUE en el sentido  de que un mecanismo de compensación como el referido constituye una intervención mediante fondos estatales.

 Se destaca en la sentencia que es precisamente la configuración de este mecanismo de compensación, nutrido por la aportaciones obligatorias de los consumidores finales y gestionado por un organismo público para garantizar a las empresas compradoras de electricidad la cobertura íntegra de los sobrecostes en que incurren, lo que diferencia a este asunto del resuelto en la sentencia de 13 de marzo de 2001 (asunto PreussenElectra; C-379/98)

 La sentencia abre nuevas perspectivas en lo que respecta a lo que ha de considerarse ayudas de Estado en el ámbito de la energía y hará necesario replantear algunas de las conclusiones a las que se había llegado.

 Por lo que se refiere a España, habrá que plantearse de entrada en qué medida la interpretación que hace esta sentencia del artículo 107.1 TFUE afecta al régimen de incentivos a las energías renovables –sobre todo tal y como ha estado configurado hasta la reciente reforma-, financiado con las contribuciones de los consumidores mediante el pago de los peajes de acceso, gestionados por la Comisión Nacional de la Energía, recientemente integrada en la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Lo mismo habrá que plantearse en relación con otros incentivos a empresas, financiados con cargo a los peajes de acceso pagados por los consumidores. Pero es más, la sentencia debe llevar a reflexionar si tiene la consideración de ayuda de Estado el déficit de tarifa, financiado de momento por los consumidores a través de los peajes de acceso, como ya planteara en su día la Comisión Europea.

 Pedro Corvinos

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Informe sobre la 25ª subasta CESUR

Como era de esperar, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), en su informe sobre la 25ª subasta CESUR, ha confirmado las razones que llevaron a proponer la no validación de la subasta.

http://www.cnmc.es/Portals/0/Ficheros/sala_de_prensa/2014/01_Enero/140107_Informe_CNMC_25CESUR.pdf

 

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Sentencias del Tribunal Supremo en materia de energía

Noviembre 2013

Inspecciones de instalaciones receptoras de gas: normativa autonómica

 STS 5344/2013, de 6 de noviembre

 El recurso de casación, interpuesto por la representación de la entidad mercantil RB, S.A., pretende que se revoque la sentencia dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de Cantabria de 26 de febrero de 2009, que desestimó el recurso contencioso-administrativo promovido contra la Orden de la Consejería de Industria y Desarrollo Tecnológico del Gobierno de Cantabria IND/18/2008, de 17 de julio, por la que se determina el procedimiento a seguir en las inspecciones periódicas de las instalaciones receptoras de gases combustibles.

 La sentencia confirma la legalidad de la regulación contenida en la citada Orden, salvo en lo que se refiere a la exigencia de que el agente autorizado para realizar la inspección debe estar inscrito en el Registro correspondiente de la Dirección General de Industria del Gobierno de Cantabria, ya que supone una extralimitación respecto de lo dispuesto en el artículo 4.1.1 b) de la ITC ICG-07 y en el artículo 2.4.2 de la ITC ICG-09, en la medida que constituye una limitación inadecuada del ejercicio de una actividad profesional.

 En todo los demás, la sentencia considera que la Comunidad Autónoma de Cantabria es competente para establecer la regulación de los aspectos complementarios relacionados con la actividad de inspección del cumplimiento de las obligaciones de mantenimiento de las instalaciones receptoras de gases combustibles y para determinar los importes de las inspecciones periódicas de las referidas instalaciones que las empresas distribuidoras pueden repercutir a los titulares o usuarios, ya que se trata de una normativa que se integra en las funciones ejecutivas.

 Por otra parte, entiende el Tribunal que la regulación contenida en la citada Orden no infringe lo establecido en Ley 21/1992, de 16 de junio, de Industria, ni en la Ley 34/1998, de 7 de octubre del sector de hidrocarburos ni en el Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias.

 STS 5571/2013, de 20 de noviembre

 La sentencia recurrida en casación, dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo del TSJ del País Vasco con fecha 25 de febrero de 2010, desestimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por RB, S.A.» contra el Decreto del Gobierno Vasco 70/2009,  que modifica el Decreto 28/2002 por el que se regula la inspección y revisión de las instalaciones de gas en servicio, destinadas a usos domésticos, colectivos o comerciales.

 La sentencia del TS considera, frente a lo que afirma la Sala de instancia, que existe una clara contradicción del Decreto 70/2009 con la normativa estatal básica reguladora del régimen energético: ley 21/1992, de Industria, ley 24/1998, de Hidrocarburos, y determinados preceptos del Reglamento y la Instrucción Técnica aprobados por el Real Decreto 919/2006.

 La referida legislación estatal establece un doble mecanismo de control de las instalaciones receptoras de gas, que constituye una parte esencial del sistema de seguridad industrial en el sector de hidrocarburos: por un lado, las instalaciones receptoras de gas canalizado que se alimentan a través de redes de distribución deben ser objeto de «inspecciones» periódicas por las empresas que distribuyan dicho gas; y, por otro lado, las instalaciones que utilizan gas envasado mediante el uso de botellas o depósitos deben ser objeto de «revisiones» periódicas cuya responsabilidad se atribuye a los respectivos usuarios quienes pueden contratar los servicios de cualquiera de las denominadas empresas instaladoras de gas.

 El Decreto 70/2009, q ue modifica el Decreto 28/2002,  infringe la legislación estatal al unificar el sistema de control, extendiendo la inspección periódica a realizar por parte de las empresas distribuidoras a todo tipo de instalaciones receptoras. De manera que la «revisión» periódica de las instalaciones de gas envasado, impuesta a sus titulares se transmuta, por obra del nuevo Decreto 70/2009, en «inspección» obligatoria periódica como deber impuesto a las distribuidoras de gas. Entiende el Tribunal que esta modificación reglamentaria, por muy plausible que fuera su finalidad, no puede desbordar los límites de la sujeción a las normas estatales básicas en la materia.

 Esta contradicción entre el Decreto 70/2009 y la normativa estatal básica que regula la materia no puede solventarse apelando a la competencia de la Comunidad Autónoma para introducir requisitos adicionales que no contradigan ni disminuyan la seguridad de los reglamentos estatales de seguridad industrial, como sostiene la sentencia impugnada.

 Se considera también que el Decreto 70/2009 no es una norma que pueda por sí misma, en contravención de la normativa estatal básica, imponer a las empresas distribuidoras de gas la «nueva» obligación de realizar inspecciones periódicas de las instalaciones de gas envasado ni suprimir la libertad de los usuarios para elegir la empresa instaladora que efectúe la revisión periódica de dichas instalaciones.

 Por  todo ello, la sentencia casa la dictada en instancia y anula algunos preceptos, no todos, del Decreto 70/2009

 Inspecciones iniciales de las instalaciones eléctricas de baja tensión

 STS 5572/2013, de 25 de noviembre

 La sentencia recurrida en casación, dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de Cataluña con fecha 19 de marzo de 2010, estimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por ***, Entidad Colaboradora de la Administración,  SA  y anuló la resolución de 17/5/2005 de la Dirección General de Energía y Minas, confirmada en alzada por resolución del Consejero del Departamento de Trabajo e Industria de la Generalidad de Cataluña de 10 de abril de 2006), que autorizó a la empresa *** S.A. para actuar como organismo de control de dicha Comunidad Autónoma, en relación con las inspecciones iniciales de las instalaciones eléctricas de baja tensión previstas en el artículo 7 del Decreto 363/2004, de 24 de agosto, por el que se regula el procedimiento administrativo para la aplicación del Reglamento Electrónico para baja tensión.

 La Sala de instancia apreció la nulidad de la resolución impugnada sobre la base de que el Decreto autonómico 363/2004 en el que se sustentaba, había sido declarado nulo por otra sentencia precedente.  Esta sentencia ha sido confirmanda por sentencia del Tribunal Supremo de 17 de junio de 2013, por lo que la resolución recurrida en casación carece de cobertura legal.

 Cabe recordar que el Decreto 363/2004 fue anulado por vulnerar el principio de jerarquía normativa, al atribuir la inspección inicial a los organismos de control autorizados sin respetar la reserva que la ley catalana de seguridad industrial de 1987 establece en favor de las entidades de inspección y control concesionarias de la Generalitat.

 Servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad

 STS 5547/2013, de 8 de noviembre

 El recurso se interpone por la representación de la entidad mercantil EG SA,  contra la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, que regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el Anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007

La entidad demandante solicita la anulación parcial del artículo 2 de la mencionada Orden 3127/2011,  al no incluir a las centrales nucleares en el listado de las centrales que pueden prestar servicio de disponibilidad a medio plazo y pretende  que se incluya esta tecnología dentro del ámbito de aplicación de los incentivos regulados en la Orden.

 Considera la entidad demandante que el citado artículo 2 introduce una discriminación contraria al ordenamiento jurídico en el acceso a los incentivos de pagos por capacidad, al suprimir para las centrales nucleares la retribución en concepto de pago por capacidad cuando el criterio delimitador no estaba ni en la Ley ni en el Reglamento

 El tribunal parte de que de que la retribución por el servicio de disponibilidad tiene por objeto dar entrada y evitar el cierre de las instalaciones que contribuyan a la fiabilidad del sistema, dando cobertura puntual a las necesidades del sistema, a lo que contribuyen las denominadas «centrales marginales» que son aquellas que tienen unos costes de inversión bajos y de operación altos, por utilizar combustible fósil.

 La subsistencia de estas centrales marginales se considera esencial para salvaguardar y garantizar la garantía de suministro, al presentar la característica de «gestionabilidad» frente a otro tipo de producción o generación eléctrica como las renovables que presentan unas diferentes características propias y específicas.

 Las centrales nucleares presentan unas características propias, pues si bien suministran energía de base, no proporcionan de manera idónea la función que se pretende reforzar, de dar respaldo al sistema.

 Las diferentes características de cada uno de los tipos de energía y su distinta retribución en el mercado determinan que se reconozca a las empresas mencionadas en el artículo 2 de la Orden, la retribución adicional para mantenerse en el mercado operativas.

 La sentencia considera que está suficientemente justificada la exclusión de las centrales nucleares del ámbito de aplicación de los  incentivos por  prestar servicio de disponibilidad a medio plazo. Se dice al respecto: “La justificación expuesta en el Preámbulo de la Orden, en la Memoria explicativa y el contenido -crítico en ocasiones- del informe de la Comisión Nacional de la Energía excluyen la tacha de discriminación tecnológica que la recurrente imputa a la Orden impugnada. En estos documentos se identifican las carencias o déficits del sistema eléctrico español, se describe la actual coyuntura  y se definen los singulares objetivos de los incentivos incluidos en el concepto de «pago por capacidad». Singularmente, se identifican las finalidades perseguidas con dichos incentivos por disponibilidad a medio plazo -que se define en el artículo 1 de la Orden- en función a la necesidades del sistema, como es hacer frente de forma rápida a la demanda de energía eléctrica en horas punta a través de un tipo de producción energética flexible que se adapte a la demanda puntual que se pretende cubrir a través de un tipo determinado de centrales de producción eléctrica, las térmicas, que son precisamente aquellas que presentan la característica de la flexibilidad -las centrales de fuel oil, las de ciclo combinado, de carbón, las hidráulicas de bombeo puro, de bombeo mixto y embalse- y que para evitar su desaparición o para asegurar su continuidad exigen una señal del mercado (dada la insuficiencia de precios en el mercado) que se configura como una retribución adicional a través del incentivo contemplado. La característica de flexibilidad que se intenta incentivar, para la consecución de la seguridad y fiabilidad del sistema, y, en fin garantizar el suministro, no concurre en las centrales con tecnología nuclear, que, dadas sus peculiaridades tecnológicas, no tienen capacidad para adaptarse a las variaciones de la demanda, esto es, no pueden modular su generación en función a las necesidades del sistema, y presenta, sin embargo, otras notas propias, como la aportación de estabilidad y disponibilidad a largo plazo al sistema, aspecto que no se contempla en la Orden recurrida”

 Por todo ello, se desestima el recurso contencioso-administrativo interpuesto contra la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el Anexo III de la Orden ITC/2794/2007

 Derecho de la competencia: denegación de la Distribuidora de acceso al Sistema de Información de Puntos de Suministro

 STS 5574/2013,  de 25 de noviembre

 La sentencia objeto del recurso de casación, dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional con fecha 11 de mayo de 2010 , desestimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por «E Distribución, S.L.» contra la resolución de la Comisión Nacional de la Competencia de 2 de abril de 2009, sancionando  a la empresa distribuidora como autora de una práctica prohibida por el artículo 6 de la Ley 16/1989, de Defensa de la Competencia, consistente en «haber denegado a una empresa comercializadora un acceso completo e incondicionado al Sistema de Información de Puntos de Suministro.

  La resolución de la Comisión Nacional de la Competencia consideró que la conducta de la distribuidora fue abusiva al denegar el acceso efectivo a una información que según la normativa de aplicación es necesaria para acceder y competir  en el mercado descendente. Está conducta es considerada apta para eliminar la competencia efectiva en ese mercado descendente con perjuicio de los consumidores y sin justificación objetiva de la misma. Mantiene la CNC que para que se desarrolle la competencia en estos mercados estudiados es indispensable el acceso efectivo a las redes, teniendo la conducta de la Distribuidora efectos de exclusión, tanto inmediatamente como a corto plazo, señalándose que al obstaculizar el acceso a la información se elevan los costes de entrada y de desarrollo en un mercado en proceso de liberalización incipiente, se reduce el abanico de ofertas que los clientes pueden recibir, lo cual afecta negativamente a los costes de transacción y de la oferta que puede presentar al cliente.

 La entidad recurrente argumenta frente a la resolución sancionadora lo siguiente: a) La negativa al acceso completo e incondicionado a la información contenida en los SIPS se justifica en la necesidad de dar cumplimiento a la legislación vigente en el momento en que se produjeron los hechos, que prohibiría entregar esta información por razones de confidencialidad; b)  la conducta no es abusiva porque el acceso al SIPS de la Distribuidora no es un input necesario para que las comercializadoras puedan desarrollar su actividad en el mercado nacional de suministro de energía eléctrica y c) la conducta no es apta para producir efectos restrictivos en el mercado de comercialización de energía eléctrica.

 Estos argumentos son rechazados en la sentencia dictada por la Audiencia Nacional, confirmada en todos sus extremos por la sentencia del Tribunal Supremo.

En relación con la primera cuestión alegada por la entidad recurrente, concluye la sentencia del Tribunal Supremo, en línea con lo argumentado en la sentencia de la Audiencia Nacional, que el régimen legal y reglamentario aplicable a la conducta de las empresas distribuidoras durante el período de tiempo al que se contraen los procedimientos sancionadores no podía ser incumplido apelando a una inexistente justificación derivada del artículo 11 de la Ley Orgánica 15/1999, de Protección de Datos de carácter personal, o del artículo 41 de la Ley del Sector Eléctrico.

 Por lo que respecta a la segunda cuestión alegada, la sentencia del TS destaca que el acceso incondicionado al SIPS era un mecanismo que el poder público había implantado precisamente para fomentar la concurrencia en el sector eléctrico, una vez liberalizado,  facilitando a los nuevos entrantes (los comercializadores de energía) el acceso a ciertos datos de los clientes, hasta entonces en poder de los distribuidores, para hacer sus propias ofertas en competencia. En consecuencia, la negativa a facilitar el acceso incondicionado a la información contenida en los SIPS  supone un abuso en la posición privilegiada que tenía la distribuidora. Más teniendo en cuenta que la negativa a proporcionar la información constituía para los comercializadores no integrados verticalmente una limitación para poder competir en el mercado descendente de suministro.

 En cuanto a la tercera cuestión, la sentencia mantiene, al igual que hace la sentencia recurrida, que entidad recurrente tiene una posición de dominio en el mercado local de distribución desde su red. Se argumenta al respecto: Que el abuso de posición de dominio se produzca en un mercado territorialmente más restringido que el nacional, como ocurre en este caso, no significa que sea inexistente. Dado el reparto territorial de las zonas geográficas para el desarrollo de la actividad regulada de distribución de energía eléctrica, las empresas distribuidoras que operan en cada una de ellas pueden incurrir en la conducta ilícita sancionada si, con actuaciones obstructivas de la concurrencia en detrimento de los nuevos entrantes en el mercado descendente de la comercialización, dificultan que sus clientes (aproximadamente medio millón de usuarios en diversas provincias del Norte de España) puedan beneficiarse de las ofertas comerciales de aquéllos”

 Autorización administrativa para el suministro de gas por canalización

 STS 5679/2013, de 27 de noviembre

 El recurso de casación se interpuso por la representación procesal de la mercantil NED, S.A. contra la sentencia de la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de les Illes Balears de 25 de mayo de 2010, que estimó parcialmente los recursos contencioso-administrativos acumulados números 770/2003 y 856/2003, promovidos por las entidades RB, S.A. y GG,S.A. contra la resolución del Consejero de Innovación y Energía de 14 de abril de 2003, por la que se otorga a la SGE, S.A., la autorización administrativa para el suministro de gas natural por canalización a diversas zonas de la isla de Menorca, , y contra la resolución de esa Autoridad administrativa de 23 de mayo de 2003, por la cual se establece el pago del coste del transporte marítimo del gas natural en Menorca

 La sentencia del TS confirma la dictada por la Sala de instancia que estimó el recurso, anulando la autorización administrativa otorgada a la entidad SGE, S.A., considerando que se había infringido el principio de libre competencia y concurrencia al permitir que esta entidad modificase la oferta en la fase de aclaraciones a la vista de las ofertas económicas de las demás competidoras.

 Pedro Corvinos

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A vueltas con la retroactividad del nuevo régimen retributivo de las energías renovables

Publicado en el blog jurídico ¿Hay Derecho? el 14/11/2013

Algunas reflexiones al hilo del dictamen del Consejo de Estado sobre el anteproyecto de ley del sector eléctrico

 La contribución de las primas a las energías renovables al desbocado crecimiento del déficit de tarifa, ha determinado que se hayan llevado a cabo sucesivas modificaciones en las disposiciones que han regulado este régimen de incentivos. La finalidad de estas modificaciones ha sido reducir el importe de la primas como medida para atajar el déficit de tarifa.

Buena parte de las modificaciones han sido recurridas ante los órganos jurisdiccionales por las entidades beneficiarias de los incentivos, alegando la vulneración de los principios de irretroactividad, seguridad jurídica, confianza legítima y rentabilidad razonable.

El Tribunal Supremo ha tenido ya ocasión de pronunciarse sobre estas cuestiones en las sentencias que resuelven los recursos contencioso‐administrativos interpuestos contra las disposiciones y actos a través de los cuales se ha ido modificando  el  régimen de incentivos. Interesa destacar la STS 2320/2012, de 12 de abril, dado que es la primera que se pronuncia extensamente sobre todas estas cuestiones, desestimando un recurso interpuesto contra el RD 1565/2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. A partir de esta sentencia se han dictado otras que reproducen sus argumentos e introducen otros nuevos a la vista de las cuestiones planteadas en los sucesivos recursos interpuestos; entre ellas hay que mencionar la STS 4253/2012, 19 de junio  y la STS 4594/2012, de 26 de junio.

En estas sentencias se deja claro que los ajustes que se han producido no entran dentro del ámbito de la retroactividad prohibida al proyectarse “hacia adelante” en el tiempo. Es decir, no afectan a los incentivos ya percibidos sino a las que están pendientes de percibirse. Se rechaza también que las medidas adoptadas hayan vulnerado los principios de seguridad jurídica y confianza legítima, argumentado que en una situación de crisis económica generalizada, que afecta especialmente al sistema eléctrico, con un grave problema de déficit, no pueden pretender los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial que se mantenga inalterable el régimen de retribuciones.  Por otra parte, el Tribunal Supremo mantiene que las medidas impugnadas no son arbitrarias al estar suficientemente justificadas en un motivo de interés general como es evitar el perjuicio que ocasionaría mantener un régimen retributivo que se ha revelado inadecuado.

 En suma, el Tribunal Supremo en las referidas sentencias ha justificado las medidas de ajuste adoptadas, considerando que no vulneran los principios de irretroactividad, seguridad jurídica y confianza legítima y son necesarias para atajar el déficit de tarifa y garantizar la sostenibilidad económica del sistema eléctrico.

Pues bien,  la reforma en marcha del sector eléctrico -cuyo objetivo fundamental es garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico a largo plazo- introduce como una de las novedades más importantes, la desaparición del régimen especial de producción de energía eléctrica –que regula entre otras cosas los incentivos a las energías renovables-, contemplándose la  posibilidad de que el Gobierno establezca un régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos.

El Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, ha adelantado la desaparición del régimen especial, estableciendo los elementos en que ha de basarse la implantación de este régimen retributivo específico, que habrá de ser desarrollado mediante las correspondientes disposiciones reglamentarias. Esta regulación ha sido recogida en el proyecto de Ley del Sector Eléctrico. Los rasgos que caracterizan el nuevo régimen de las energías renovables son los siguientes:

 1 – La retribución por la producción de energía procedente de fuentes renovables resultará de la participación en el mercado, percibiéndose el precio de la casación en el mercado mayorista.

 2 – Se contempla eventualmente la percepción adicional de una retribución especifica compuesta por un término por unidad de potencia instalada, que cubra, cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación.

 3 – En el cálculo de esta retribución adicional a partir de la consideración, a lo largo de toda la vida útil regulatoria, para una instalación tipo de cada tecnología y en referencia a la actividad de una empresa eficiente y bien gestionada, de unos valores estándares de los ingresos proporcionados por su participación en el mercado, de los costes de explotación medios necesarios para desarrollar la actividad y del valor de la inversión inicial de la instalación.

 4 – Concreción de la noción de «rentabilidad razonable«, especificándose que girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años más un diferencial adecuado

 5 – Revisión cada seis años de los parámetros retributivos para mantener la aludida rentabilidad razonable.

 Este nuevo régimen retributivo, una vez que quede definitivamente configurado mediante la aprobación de las correspondientes disposiciones reglamentarias, será también de aplicación a las instalaciones renovables en funcionamiento. Y vuelven a surgir las dudas acerca de la aplicación temporal del nuevo régimen retributivo, en la medida que afecta a instalaciones en funcionamiento sujetas al régimen económico vigente en el momento de su puesta en marcha. Los promotores de estas instalaciones, que han sufrido sucesivos recortes en los incentivos que venían percibiendo, rechazan frontalmente que se les aplique  el nuevo régimen retributivo, invocando una vez más la vulneración de los principios de irretroactividad, seguridad jurídica y confianza legítima.

 Sobre estas cuestiones se ha pronunciado el Consejo de Estado en el reciente dictamen emitido con ocasión del anteproyecto de ley del sector eléctrico. El dictamen abunda en los argumentos manejados por el Tribunal Supremo en sus sentencias,  para llegar a la conclusión que el régimen retributivo previsto en el anteproyecto de ley para las instalaciones de producción de energía eléctrica antes comprendidas en el régimen especial, no contradice el principio de seguridad jurídica ni sus derivaciones (confianza legítima y retroactividad)

 Se insiste en el dictamen en el argumento utilizado una y otra vez en las sentencias del Tribunal Supremo, acerca de que la aprobación de un régimen retributivo determinado  no genera en los titulares de las instalaciones beneficiarias un derecho a la conservación de dicho régimen, con la consiguiente petrificación del ordenamiento jurídico.

Por lo demás, se rechaza en el dictamen que la reforma del sector eléctrico proyectada, en lo que se refiere al cambio del régimen retributivo de las energías renovables, pueda calificarse de inesperada a los efectos de considerar vulnerado el principio de confianza legítima. Argumenta el Consejo de Estado que “…ante el deterioro progresivo de la sostenibilidad del sistema eléctrico, a cuya solución se consagra el anteproyecto, los sujetos dedicados a las distintas actividades del suministro eléctrico, conocedores de tal deterioro, no podían confiar legítimamente en la conservación de los parámetros que habían degenerado en la situación descrita. No concurren, por ello, los requisitos para oponer el principio de confianza legítima a la regulación consultada”

Y se deja claro en el dictamen que la aplicación del nuevo régimen retributivo a las instalaciones en funcionamiento no entra dentro del ámbito de la retroactividad prohibida, en la medida que no afecta a las retribuciones ya percibidas sino a las que puedan percibir las instalaciones existentes con posterioridad a la vigencia de la reforma iniciada.

 Ahora bien, el Consejo de Estado matiza y advierte del riesgo de que la reforma pudiera incurrir en una retroactividad prohibida si el método que se utiliza para el cálculo de la retribución –pendiente de implantar mediante la aprobación de las correspondientes disposiciones reglamentarias- toma en consideración hechos pretéritos, aunque fuera para el abono de retribuciones futuras. Se hace eco de esta forma de las quejas planteadas acerca de que para el cálculo de la rentabilidad razonable de las instalaciones haya de tenerse en cuenta toda la vida útil de éstas,  incluyendo rentabilidades ya obtenidas lo que condicionaría las retribuciones futuras de las instalaciones ya existentes.

 Por otra parte, aprovecha la oportunidad el Consejo de Estado para poner de manifiesto su preocupación por el intenso “riesgo regulatorio” al que ha estado sometido en los últimos años el régimen especial, como consecuencia de las sucesivas modificaciones introducidas. Con esta apreciación, que no cuestiona la legalidad de las medidas adoptadas –confirmadas hasta el momento por las sentencias del Tribunal Supremo-, se quiere llamar la atención sobre las negativas consecuencias económicas que tiene la incertidumbre regulatoria al desincentivar las inversiones.

 A pesar de estas matizaciones  y advertencias, el Consejo de Estado concluye que: “El examen de la reforma en curso (cuyas líneas maestras ya están en vigor, en virtud del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio) a la luz de la interpretación jurisprudencial de los principios mencionados, conduce a sostener la constitucionalidad de las medidas proyectadas. A pesar de que esta reforma tiene un calado muy superior a las anteriores modificaciones del sistema retributivo del régimen especial, habida cuenta de que el anteproyecto conlleva la desaparición de éste en cuanto tal, con la posibilidad excepcional de sustituirlo por un régimen retributivo específico basado en parámetros diferentes, la extrapolación al asunto consultado de las premisas de las que parte la jurisprudencia lleva a mantener la conformidad a los parámetros constitucionales de la regulación anteproyectada”.

 Pedro Corvinos

 

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La modificacion del contrato de acceso a redes como medida para reducir la factura eléctrica

Introducción

 La reciente modificación de la estructura de los peajes de acceso, aprobada en la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, supone un cambio en la ponderación de la facturación de los términos de potencia y energía activa, dando mayor peso al término de potencia dentro de la estructura de costes del sistema eléctrico.

Se observa que, como consecuencia del cambio de estructura de los peajes de acceso introducido en la Orden, la facturación por el término de potencia pasa de representar el 35,5% de los ingresos de acceso a representar el 63,8% de estos ingresos, lo que implica un incremento de la facturación por el término de potencia del 91,8%. En algunos casos el incremento del término facturación de potencia excede del 100 por 100. Ello se traducirá en un incremento de la factura eléctrica, como anticipa la CNE en el informe 14/2013 de la CNE sobre la propuesta de Orden de peajes .

Ante esta situación, y como una elemental medida de ahorro, parece lógico que los consumidores, sobre todo los pertenecientes a determinados grupos tarifarios,  revisen las potencias que tienen contratadas y las ajusten a sus necesidades. Ello exige la modificación del denominado contrato de acceso a redes. Nos ocuparemos a continuación de analizar brevemente los elementos que caracterizan a este peculiar contrato, como paso previo a exponer cómo modificarlo y a quién corresponde su modificación.

Distinción entre el contrato de suministro y el  contrato de acceso a redes

Conviene tener en cuenta, a modo de antecedente, que antes de la liberalización del mercado minorista, las relaciones entre los suministradores de energía (empresas distribuidoras) y los consumidores se articulaban a través del denominado contrato integrado de suministro. El objeto de este contrato era el suministro de electricidad, considerándose este suministro como un servicio público de prestación obligatoria. El carácter de servicio público de prestación obligatoria determinaba la naturaleza jurídica del contrato. Se configuraba como un contrato de naturaleza mixta: en parte de carácter privado – en lo que se refiere al acuerdo de voluntades de suministrar energía a cambio de un precio regulado-  y en parte de carácter administrativo, en la medida que contenía una serie de condiciones establecidas por disposiciones normativas para asegurar la prestación de un suministro de calidad  a un precio regulado.

En suma, mediante este contrato la empresa distribuidora se comprometía a suministrar  energía eléctrica al consumidor en un punto determinado y con las características técnicas de calidad establecidas reglamentariamente, correspondiendo al usuario el pago de la tarifa establecida. Quede claro, por tanto, que este contrato integraba el suministro de la energía y el uso de las redes para transportarla al punto pac

La separación de actividades y la liberalización del mercado minorista ha tenido entre otras consecuencias, y por lo que aquí interesa, la disgregación del contrato integrado de suministro en dos contratos: contrato de suministro (o de venta de energía), celebrado entre comercializadores y consumidores, y el  contrato de acceso a redes (ATR), celebrado entre el distribuidor y los consumidores.

El contrato de suministro (o de venta de energía) es un contrato de naturaleza privada celebrado entre el comercializador y el consumidor, en virtud del cual aquel vende a éste electricidad al precio que libremente pacten las partes. Es preciso insistir en que el precio de la electricidad es un precio libre, no regulado, y vendrá determinado por lo que pacten las partes. Ello a diferencia de los peajes de acceso –precio regulado- que tiene que pagar el consumidor al distribuidor por el uso de las redes para transportar la electricidad, como se verá más adelante.

Lógicamente todo contrato de acceso a redes tiene que estar vinculado a un contrato de suministro; no puede existir un contrato de acceso a redes si no existe un contrato de suministro para la adquisición de energía. El consumidor cuando adquiere la electricidad ha de preocuparse por contratar el acceso a las redes a través de las cuales transportarla. Son contratos complementarios pero independientes, con distinto objeto, celebrados por distintos sujetos y con diferente naturaleza jurídica.

 Naturaleza jurídica del contrato de acceso a redes

Como ya se ha dicho, este contrato tiene por objeto la utilización de las redes para el transporte de la electricidad previamente adquirida por el consumidor. La naturaleza jurídica de este contrato viene determinada por el derecho de acceso a las redes que tienen todos los consumidores –artículo 10.1 de la Ley 54/1997 de 27 noviembre, del sector eléctrico (en adelante LSE) – y por la correspondiente obligación que tienen los titulares de las redes de permitir el acceso a ellas en las condiciones reglamentariamente establecidas –artículos 38 y 42 de la LSE.

En virtud de este contrato la empresa distribuidora se compromete a permitir el tránsito por sus redes de la electricidad adquirida por los consumidores, recibiendo como contraprestación los peajes de acceso legalmente fijados. Lo que caracteriza a este contrato es la intensidad con la que está regulado, dejando poco margen a la autonomía de las partes para pactar su contenido: el contrato debe celebrarse siempre con el distribuidor de la zona y titular de las red de distribución, sin que el consumidor tenga capacidad para elegir a otro distribuidor; el distribuidor está obligado a permitir el acceso de quienes lo soliciten en las condiciones legalmente establecidas, sin que pueda decidir  libremente quien puede utilizar sus redes; y el precio por la utilización de las redes es un precio regulado. Y todo ello bajo el control de las Administraciones competentes, que garantizaran el acceso a las redes.

El contenido del contrato de acceso a redes viene regulado de forma dispersa en las siguientes disposiciones normativas: Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica; Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes detransporte y distribución de energía eléctrica y Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión[1]

Modalidades del contrato de acceso a redes

 Son partes en este contrato el distribuidor titular de la red y el consumidor que necesita acceder a ella para transportar la electricidad adquirida a un determinado punto de suministro. No obstante, la normativa vigente  le da al consumidor la opción entre contratar  directamente el acceso a las redes con el distribuidor  y la energía con un comercializador o bien de contratar conjuntamente la energía y el acceso a las redes a través de un comercializador.

Contratación directa del acceso a redes por el consumidor con la empresa distribuidora

Los consumidores que opten por contratar de forma separada la adquisición de la energía y el acceso a la red, deberán contratar directamente con el distribuidor el acceso a las redes, quedando obligados a comunicar a éste el concreto sujeto con el que tienen suscrito, en cada momento, el contrato de adquisición de energía.

Contratación del acceso a redes a través de comercializador que intervine como mandatario

 En el caso de contratación conjunta de la energía eléctrica y el acceso a la redes a través del comercializador, éste interviene como mandatario del consumidor en la relación contractual con el distribuidor –art. 81.3 RD 1955/2000 y art 1.1.b) RD 1164/2001.  De manera que en estos casos, el contrato de suministro que celebren el consumidor con el comercializador deberá contener un mandato para que éste se encargue de contratar el acceso a la red con la empresa distribuidora en nombre y representación de aquél.

 Se trata de un mandato representativo peculiar habida cuenta que el comercializador, en su condición de mandatario, responde solidariamente con el consumidor mandante ante la empresa distribuidora –art 4.2 RD 116/2001.

 A lo expuesto hay que añadir que el artículo 3.3 del RD 1435/2002, introduce en esta modalidad de contratación conjunta de electricidad y acceso a redes, la figura del comercializador sustituto del consumidor. La introducción de esta figura responde a motivos estrictamente fiscales, como ha aclarado la CNE en un reciente informe emitido con fecha 6 de junio de 2013, con ocasión de una consulta realizada por una empresa distribuidora. También en este caso el comercializador interviene como mandatario del consumidor en la contratación del acceso a la red con la empresa distribuidora.

 Como ha explicado la CNE en el citado informe, la diferencia estriba en que cuando el comercializador mandatario no sustituye al consumidor, el distribuidor le factura a éste directamente el peaje de acceso a redes, incluyendo el impuesto eléctrico; mientras que cuando el comercializador ocupa la posición de sustituto del consumidor, el distribuidor le factura a aquel el peaje de acceso, quien lo repercute a éste.

 La realidad demuestra que se actúa por inercia y los consumidores siguen contratando de forma integrada la compra de energía y el acceso a redes, si bien con el comercializador mandatario en vez de con el distribuidor. De manera que el consumidor –probablemente por inercia, hay que insistir en ello- se suele desentender de contratar el acceso a redes, quedando la decisión, por regla general, en manos del comercializador y del distribuidor. No hay que desconocer, por otra parte, que frecuentemente distribuidor y comercializador pertenecen al mismo grupo empresarial, que, además, suele estar vinculado con alguna de las grandes empresas de producción. Todo ello hay que tenerlo en cuenta para poner de relieve el escaso o nulo interés que comercializador y distribuidor pueden tener en ajustar las potencias contratadas por el consumidor a sus verdaderas necesidades.

Peajes de acceso, estructura tarifaria y potencias contratadas

 Los peajes de acceso–artículo 17 LSE- son los importes que tienen que abonar los usuarios de las redes –fundamentalmente consumidores y productores- por la utilización que hacen de éstas para el transporte de la electricidad hasta los puntos de suministro. Puede decirse que son el precio regulado del contrato de acceso celebrado con el distribuidor, distinto del precio libre de la electricidad que se pacta en el contrato de suministro celebrado con el comercializador.

 Convine precisar que sólo una parte de los costes satisfechos con los peajes de acceso se corresponde con los costes de las redes de transporte y distribución. A través de estos peajes se abonan también otros costes asociados del sistema (primas de régimen especial, descuento de gestión de la demanda de interrumpibilidad, compensación extrapeninsular, anualidades de déficit) que no tienen que ver con el acceso a las redes.

  La clave está en cómo asignar de forma eficiente y equitativa todos estos costes entre los distintos consumidores mediante la determinación de los peajes que han de abonar en cada uno de ellos. El artículo 17.2 LSE dispone que los peajes que deberán satisfacer los consumidores tendrán en cuenta las especialidades por niveles de tensión y las características de los consumos por horario y potencia. Para ello se establecen grupos de consumidores homogéneos –grupos tarifarios- en función de los niveles de tensión, de la potencia contratada y de los periodos horarios.

 Cada una de las tarifas, y para cada periodo horario, se compone de un término de facturación de potencia y un término de facturación de energía y, en su caso, un término por la facturación de la energía reactiva –artículo 3 RD 1164/2001 de 26 octubre. Periódicamente el Ministerio de Industria revisa los peajes de acceso fijando los precios de los términos de potencia y términos de energía de cada una de las tarifas.

Así pues, los peajes de acceso son precios máximos determinados reglamentariamente y revisados periódicamente, que deberían ser suficientes para satisfacer los costes de acceso a redes y demás costes asociados. Como quiera que estos peajes son precios máximos regulados, la única posibilidad de reducirlos es actuando sobre los términos que los componen.

 Como ha quedado expuesto, la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, ha revisado los peajes de acceso incrementándolos y cambiando la ponderación de la facturación de los términos de potencia y energía activa, dando mucho mayor peso al término de potencia. De manera que en este momento para reducir los peajes de acceso se hace necesario optimizar las potencias contratadas por los consumidores que forman parte de sus contratos de acceso.

El artículo 5.4.1º del RD 1164/2001 de 26 octubre, establece que el consumidor o su mandatario, al pactar las condiciones del contrato de acceso a redes, podrá elegir la tarifa y modalidad que estime más conveniente a sus intereses entre las oficialmente autorizadas para el uso de las redes por el suministro de energía que el mismo desee demandar, siempre que cumpla las condiciones establecidas en el presente Real Decreto. Y podrá elegir también la potencia a contratar, debiendo ajustarse, en su caso, a los escalones correspondientes a los de intensidad normalizados para los aparatos de control.

Es evidente que el consumidor, directamente o a través de comercializador mandatario, tiene un cierto margen para elegir la potencia a contratar

La modificación de los contratos de acceso como medida para optimizar las potencias contratadas

La optimización de las potencias como medida de ahorro consiste en ajustar la potencia contratada a la potencia demandada, teniendo en cuenta que en muchos casos se contrata una potencia mayor a la que se necesita.

Para cada uno de los períodos tarifarios aplicables a las tarifas se contratará una potencia, aplicable durante todo el año. El término de facturación de potencia será el sumatorio resultante de multiplicar la potencia a facturar en cada período tarifario por el precio del término de potencia correspondiente.

 Ha de tenerse en cuenta que la potencia a facturar –a la que se le aplica el precio del término potencia-  es en algunos casos –Tarifas 6- la potencia contratada y no la demandada. Y en otros casos –Tarifas  3.0 y 3.1-, cuando la potencia máxima demandada en el período a facturar es inferior al 85 por 100 de la potencia contratada, la potencia a facturar será igual al 85 por 100 de la citada potencia contratada.

Resulta, por tanto, que en algunos casos la potencia a facturar no se corresponde con la potencia realmente demandada. De ahí la necesidad de optimizar las potencias contratadas ajustándolas a las necesidades reales de los consumidores, previo análisis comparando en cada caso las potencias contratadas y las realmente demandadas.

La optimización de las potencias contratadas exige la modificación de los contratos de acceso celebrados entre el consumidor –directamente o mediante el comercializador mandatario- y el distribuidor. En este sentido, el artículo 5.4.3º del  RD 1164/2001 de 26 octubre dispone que las empresas distribuidoras están obligadas a modificar la potencia contractual para ajustarla a la demanda máxima que deseen los consumidores o sus mandatarios,  excepto en el caso en que el consumidor haya modificado voluntariamente la potencia en un plazo inferior a doce meses y no se haya producido ningún cambio en la estructura de los peajes que le afecte. Como quiera que la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto ha alterado la estructura de los peajes, pasando a ponderar más el término potencia que el término energía, nada impide solicitar la modificación de las potencias contratadas.

Por otra parte, interesa destacar que las empresas distribuidoras no podrán cobrar cantidad alguna en concepto de derechos de enganche, acometida, ni ningún otro, por las modificaciones consistentes en las reducciones de potencia, conforme establece el apartado 4º del citado artículo 5.4 del  RD 1164/2001 de 26 octubre.

Dado que el término de facturación de potencia  es el resultado de multiplicar la potencia a facturar por cada periodo tarifario por el precio anual fijado, si las modificaciones de las potencias contratadas se producen antes de que finalice el periodo anual del contrato de acceso, se ponderará el término de facturación de potencia en función del número de meses en que es de aplicación a lo largo del año (artículo 9.1.3 del  RD 1164/2001 de 26 octubre)

La solicitud de modificación de los contratos de acceso para optimizar las potencias deberá hacerla el consumidor –bien directamente o bien mediante el comercializador mandatario- a la distribuidora. Por lo que respecta a la modificación de los contratos de acceso a redes de baja tensión, el artículo 8 del RD 1435/2002 de 27 diciembre, estable que los consumidores podrán realizar sus solicitudes personalmente en las oficinas de la empresa distribuidora, por escrito mediante correo certificado o por los medios informáticos previstos. En dichas comunicaciones se deberá hacer constar fehacientemente la fecha de la solicitud y la de recepción por parte del distribuidor. Los distribuidores tienen el deber de contestar a las solicitudes de modificación en un plazo de cinco días hábiles, comunicándoles a los solicitantes si procede atender a dichas solicitudes o si existen objeciones que impidan su realización.

Pedro Corvinos Baseca

Ramón Alegre Espert

 

[1].- Con el objeto de unificar esta regulación y adaptarla a las sucesivas modificaciones que se han ido producido, se ha redactado el proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro de energía eléctrica, sometido en este momento a informe de la CNE.

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Generación de electricidad y autoconsumo como actividad económica a efectos del IVA

COMENTARIO A LA SENTENCIA DEL TJUE DE 20 DE JULIO DE 2013 (ASUNTO C-219/12)

 La sentencia del TJUE de 20 de julio de 2013, resuelve una cuestión prejudicial sobre sobre la interpretación del artículo 4 de la Directiva 77/388/CEE del Consejo, de 17 de mayo de 1977, Sexta Directiva en materia de armonización de las legislaciones de los Estados Miembros relativas a los impuestos sobre el volumen de negocios -en su versión modificada por la Directiva 95/7/CE del Consejo, de 10 de abril de 1995-, planteada por  el Verwaltungsgerichtshof (Tribunal Supremo Administrativo de Austria)

 La controversia se suscita en el marco de un litigio entre el Finanzamt Freistadt Rohrbach Urfahr (Administración tributaria del Freistadt Rohrbach Urfahr) y el Unabhängiger Finanzsenat Außenstelle Linz (Tribunal Económico de Linz), relativo a la deducción del impuesto sobre el IVA soportado por la colocación de una instalación fotovoltaica sobre el tejado de una casa utilizada como vivienda.

 La sentencia del TJUE sienta las pautas para determinar en qué supuestos la producción de electricidad en unas instalaciones ubicadas en la vivienda del titular de la instalación debe considerarse como una actividad económica a efectos del IVA.

 Esta sentencia  tiene interés dado que en nuestro país se acaba de redactar la Propuesta de Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, pendiente en este momento de informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. De manera que dependiendo de cómo se configuren las distintas modalidades de suministro con autoconsumo, tendrán o no la consideración de actividad económica a efectos del IVA.

 Los hechos son los siguientes. En el año 2005 el propietario de una vivienda instaló unos paneles solares sobre el tejado de su casa,  sin dispositivo de almacenamiento y conectados a la red. Toda la electricidad generada era suministrada a la red pública, mientras que la electricidad que se precisaba en el hogar era recomprada al mismo precio pagado por el suministro a la red, IVA incluido en ambos casos.

 El propietario solicitó la deducción del IVA soportado por la compra e instalación fotovoltaica. La Administración Tributaria denegó la solicitud considerando que no estaba autorizado a deducir el IVA soportado porque, al explotar su propia instalación fotovoltaica, no había ejercido una actividad económica. Contra esta resolución denegatoria interpuso recurso el propietario de la vivienda, que fue estimado por el Tribunal Económico de Linz. Y esta resolución estimatoria del recurso fue recurrida por la Administración tributaria ante Tribunal Supremo Administrativo de Austria, que planteo la siguiente cuestión prejudicial:

 «¿Constituye la explotación de una instalación fotovoltaica, conectada a red y sin dispositivo de almacenamiento propio, situada encima o al lado de una casa de propiedad privada destinada a vivienda particular, con una configuración técnica tal que la electricidad generada por la instalación es siempre inferior al total del consumo eléctrico privado del titular de la instalación en la casa, una “actividad económica” en el sentido del artículo 4 de la Directiva 77/388/CEE, por parte del operador de la instalación?»

 Se trata  de dilucidar si la explotación de una instalación fotovoltaica colocada en el tejado de en una vivienda, que produce menos electricidad que la que consume la vivienda, es una actividad económica a efectos del IVA.

 Pues bien, el Tribunal parte de la jurisprudencia en virtud de la cual el análisis de las definiciones de los conceptos de sujeto pasivo y de actividades económicas en el artículo 4 de la Sexta Directiva, pone de manifiesto la amplitud del ámbito de aplicación del concepto de actividades económicas, así como el carácter objetivo de este concepto. Y entrando en el asunto considera que la explotación de una instalación fotovoltaica quedará comprendida en el concepto de «actividades económicas» -artículo 4, apartado 2, de la Sexta Directiva-, si se realiza con el fin de obtener ingresos continuados en el tiempo.

 De manera que lo determinante es si la actividad se ejerce con el fin de obtener ingresos y, además,  los ingresos se obtienen de forma continuada en el tiempo. Entiende el Tribunal que esta es una cuestión de hecho que debe apreciarse teniendo en cuenta todas las circunstancias del caso.

 A la hora de apreciar si el fin perseguido con la explotación de la instalación eólica situada sobre una casa utilizada como vivienda es obtener ingresos, hay que tener en cuenta que puede utilizarse, por su propia naturaleza, con fines tanto económicos como privados.

 Analizado el caso concreto, el Tribunal considera que la instalación situada sobre el tejado de la vivienda genera electricidad que se suministra a la red a cambio de una retribución, por lo que concluye que la explotación de esta instalación se realiza con el fin de obtener ingresos. Y precisa que a estos efectos es indiferente que la explotación persiga o no la obtención de un beneficio.

 Aprecia también el Tribunal el carácter continuado de los ingresos habida cuenta que existe un contrato de acceso a la red que demuestra el carácter continuado del suministro a la red y, por ende, de los ingresos percibidos como contraprestación.

 Todo ello, el que la instalación fotovoltaica genere electricidad que se suministra a la red a cambio de ingresos continuados en el tiempo, lleva a declarar que se cumplen los requisitos exigidos para que esta actividad quede incluida en el concepto de «actividades económicas» en el sentido del artículo 4 de la Sexta Directiva.

 De esta forma el Tribunal rechaza el argumento mantenido por el Gobierno Austriaco, por el que la explotación de la instalación no podría considerarse como una actividad económica,  al ser siempre inferior la cantidad de electricidad generada por la referida instalación que la consumida por su titular para las necesidades de su hogar.

 El Tribunal, partiendo de que resulta imposible identificar la electricidad vertida en la red y la suministrada de vuelta desde la red, entiende que la actividad de producir y suministrar electricidad a la red es independiente de la operación mediante la cual el titular de la instalación fotovoltaica recibe electricidad de la red para las necesidades de su hogar.  En consecuencia, la relación entre la cantidad de electricidad generada y la consumida no incide en la calificación de la actividad de suministro como actividad económica.

 En cualquier caso, tampoco queda desvirtuado el carácter de actividad económica de la explotación de este tipo de instalación, por el hecho de que una parte de electricidad generada sea directamente consumida por el titular de la instalación para cubrir sus propias necesidades.

 Sin embargo, no concurren los presupuestos exigidos por el Tribunal en aquellas instalaciones de este tipo destinadas exclusivamente al autoconsumo por el titular de la vivienda y que no suministran a la red la electricidad generada. Y tampoco concurren estos presupuestos cuando aun entregando a la red parte de la electricidad generada por estas instalaciones, no percibe el titular ninguna contraprestación económica. Precisamente en el supuesto contemplado en el artículo 9.4 de la Propuesta de Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo. Se establece en este artículo que: ” Las cesiones que un consumidor acogido a una modalidad de suministro con autoconsumo pudiera eventualmente hacer al sistema de la energía eléctrica generada en el interior de su red y que no pueda ser consumida en cada instante en el punto de suministro o instalación no podrán llevar aparejada contraprestación económica”.

 La consecuencia de que la explotación de este tipo de instalaciones de generación eléctrica distribuida sea considerada una actividad económica a efectos del IVA, es que el titular puede deducirse el IVA que se le repercuta por la compra de estas instalaciones. La sentencia no entra en esta cuestión pero sí lo hace el Abogado General en su escrito de conclusiones. En sus conclusiones, el Abogado General argumenta que tratándose los paneles fotovoltaicos de bienes de inversión utilizados al mismo tiempo para fines privados (autoconsumo) y para fines comerciales (suministro de energía a la red a cambio de ingresos), el sujeto pasivo  podrá optar a los efectos de deducirse el IVA entre:

 1 – Mantener las instalaciones en su patrimonio privado, en cuyo caso quedará totalmente excluido del régimen del IVA, sin que quepa deducción.

 2 – Asignar las instalaciones en su totalidad al patrimonio empresarial del titular de la vivienda, en cuyo caso podrá deducirse todo el IVA pero teniendo en este caso la electricidad autoconsumida la consideración de bien suministrado por la propia empresa para su uso privado, sujeto al IVA.

 3 – Asignar las instalaciones al patrimonio empresarial del titular de la vivienda, en la medida necesaria para producir la electricidad suministrada a la red; en tal caso la deducción del IVA se practicará en el mismo porcentaje.

 Como ya se ha dicho, esta sentencia del TJUE, y también las conclusiones del Abogado General, habrá que tenerlas en cuenta una vez que se apruebe la Propuesta de Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.

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