Categoría: Administración

ndido de la Ley reguladora de las Haciendas Locales, aprobado por el Real Decreto Legislativo 2/2004, de 5 de marzo, de los importes de los coeficientes máximos a aplicar para la determinación de la base imponible del Impuesto sobre el Incremento del Valor de los Terrenos de Naturaleza Urbana. Esta previsión de actualización de importes está habilitada por la normativa propia del impuesto, ya se realizó en el ejercicio pasado mediante la Ley 31/2022, de 23 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el ejercicio 2023, y sus efectos desde el 1 de enero del ejercicio en el que los mismos deben tener efectos para la determinación de la base imponible del impuesto a la fecha de devengo correspondiente, garantiza que no haya distorsiones en la aplicación de los criterios recogidos en la normativa del impuesto para la determinación de la base de tributación.
El capítulo II, en materia de financiación, incluye los preceptos necesarios para la mejor aplicación de los modelos de participación de las entidades locales en tributos del Estado en un contexto de prórroga de los Presupuestos Generales del Estado. Dichos preceptos afectan a la revisión cuatrienal de los ámbitos subjetivos de aplicación de aquellos modelos, que, con arreglo al texto refundido de la Ley reguladora de las Haciendas Locales, se tiene que aplicar en 2024, y a las reglas que deben regir las entregas a cuenta de este año; así como a la actualización de los valores de los criterios de distribución de estas entregas y a la determinación de los criterios que permitan calcular el índice de evolución de los ingresos tributarios del Estado al objeto de proceder a la liquidación definitiva de las entregas transferidas en el año 2022.
El título III está dedicado a la energía, y se compone de cuatro capítulos; siendo varias las novedades regulatorias que se incorporan.
Comenzando por el capítulo I, recoge las medidas para la incorporación ordenada de las instalaciones de producción de origen renovable en el sistema eléctrico. En efecto, por un lado, en la actualidad existe un importante contingente de proyectos renovables acumulados en torno a unos mismos hitos regulados en el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica, obligando a los promotores a concentrar su desarrollo y ejecución en un periodo de tiempo ajustado.
Por otro lado, y como se ha señalado en otras ocasiones, la fuerte aceleración de la electrificación de la economía a nivel mundial y a nivel nacional está tensionando la cadena de suministro y construcción, lo que se está traduciendo en efectos indeseados como son el alargamiento de los plazos de entrega, la dificultad para encontrar proveedores de bienes de equipo e instaladores lo que conlleva importaciones de lugares más lejanos, instalación de equipos de menor calidad, incremento de precios o incrementos de la huella de carbono de las plantas de producción.
Esto resulta especialmente relevante en un momento en el que la Unión Europea está trabajando en recuperar y potenciar las cadenas de valor de todas sus industrias asociadas a la transición energética, a través de iniciativas como la Ley sobre la industria de cero emisiones netas (NZIA).
Por otra parte, el elevado volumen de proyectos que se están desarrollando conjuntamente supone una serie de retos y oportunidades no solo desde la óptica de la construcción de los mismos y desde la de su contribución a minorar precios de energía y de emisiones de gases de efectos invernadero, sino que son un verdadero reto de diseño y sucesivos rediseños para lograr una adecuada coordinación entre todos ellos desde la óptica ambiental y sustantiva con el fin de minimizar sus impactos ambientales y sociales. Esto último ha supuesto la necesidad de realizar sucesivas modificaciones por parte de los promotores para coordinar y compactar evacuaciones y para encajar en el territorio los parques generadores, lo que a su vez se traduce en la necesidad de nuevas tramitaciones al provocar nuevas afecciones. Si bien esto aporta ventajas evidentes a la sociedad, supone obviamente la necesidad de acometer nuevos procesos de información pública y consultas a organismos, lo que necesariamente requiere de más tiempo. Así, nos encontramos con que para lograr una mejor imbricación de los proyectos en el territorio se requiere algo más de tiempo, el cual en algunos casos es escaso ante el inminente vencimiento del hito de obtención de autorización administrativa de construcción para un elevado contingente de proyectos.
En la actualidad, de acuerdo con el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, y el artículo 185 del Real Decreto-ley 5/2023, de 28 de junio, el plazo máximo para acreditar el hito de la autorización administrativa de construcción se encuentra fijado en cuarenta y tres meses. Se aumenta este plazo en seis meses más, hasta alcanzar los cuarenta y nueve meses.
También se posibilita que aquellos promotores que quieran prolongar el plazo para obtener la autorización administrativa de explotación puedan hacerlo de forma voluntaria, hasta un máximo de ocho años, e indicando el semestre en el que va a entrar en servicio su instalación, siendo esta fecha vinculante.
De esta manera, se espera una entrada escalonada de toda la potencia renovable que está prevista en los próximos años de cara al cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por España compatible con un desarrollo industrial europeo y nacional acompasado.
Finalmente, en relación con los hitos administrativos, se ha observado que las instalaciones de bombeo y las futuras instalaciones de eólica marina requieren tiempos, tanto de tramitación como de construcción, muy superiores a otras plantas de tecnología renovable, por lo que se considera adecuado extender el plazo para obtención de la autorización administrativa de explotación definitiva de estas instalaciones hasta los nueve años.
En el capítulo II se incluye la regulación del acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica para la promoción del autoconsumo, la electrificación de la demanda y la descarbonización de industria. En ese sentido, con la finalidad de fomentar el autoconsumo asociado a nueva generación de energía eléctrica de origen renovable en grandes consumidores, en el artículo 8 del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, se liberó parte de la capacidad de la red de transporte reservada para la realización de concursos de acceso para lograr unos menores costes energéticos y reforzar la competitividad de la industria española y contribuir a su descarbonización. Esta medida afectaba a todos los nudos que se hubieran reservado para concurso con anterioridad a la entrada en vigor de ese real decreto-ley. Dado lo eficaz que ha resultado esta medida se extiende la misma a todos los nudos que se hayan reservado desde la entrada en vigor del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo o que sean reservados en el futuro para concurso. Adicionalmente se introducen modificaciones con el fin de garantizar que el autoconsumo se lleva a cabo y, con el fin de ordenar el otorgamiento de nueva capacidad de acceso para generación, se señala que la capacidad que no se otorgue para autoconsumo volverá a estar reservada para concurso si este no se ha celebrado.
A lo largo de los últimos meses, a la vista de los datos facilitados por los gestores de las redes de transporte y distribución, se está observando un fuerte aumento de las peticiones de acceso a las redes para conectar nuevos consumos. Los principales solicitantes son instalaciones de producción de hidrógeno, centros de procesamiento de datos e instalaciones de almacenamiento. Al igual que ya sucedió con la generación en el periodo 2018 a 2020, se observa un crecimiento extraordinariamente rápido y que en algunos casos los proyectos comienzan a desarrollarse rápidamente, pero en otros no. Este eventual acaparamiento de permisos de acceso a la red para grandes consumos, unido a que los permisos de acceso de consumo no tienen una caducidad claramente definida aconsejan tomar medidas que permitan evitar el acaparamiento especulativo de los mismos por proyectos que no tienen una clara visibilidad para su desarrollo.
Por esta razón se introduce una nueva regulación que establece que, en los casos en que exista competencia por el acceso para demanda en un determinado nudo de la red de transporte, su adjudicación se realice mediante un procedimiento de concurso en el que se tengan en cuenta criterios de madurez de los proyectos, volumen de inversiones asociadas y contribución a la descarbonización de la demanda energética, entre otros. Además, con el mismo fin y un carácter más general, se introducen otras dos medidas, que son, por una parte, el establecimiento de garantías para los proyectos que se conecten a las redes de tensión igual o superior a 36 kV, es decir los grandes proyectos de consumo y, por otra parte, se establece la caducidad de los permisos de acceso y conexión si en el plazo de 5 años desde su obtención no se realiza un contrato técnico de acceso por una potencia equivalente de, al menos, el 50 % de la capacidad de acceso del permiso. Para los permisos ya otorgados se establece un periodo transitorio para constituir las garantías necesarias y los plazos de caducidad comenzarán a computar desde la entrada en vigor del presente real decreto-ley.
Finalmente, con respecto al acceso, el real decreto-ley incorpora una medida excepcional con respecto al otorgamiento de permisos de acceso y conexión en los sistemas no peninsulares. La situación puesta de manifiesto por el operador del sistema en cuanto a la situación de la generación en los territorios no peninsulares recomiendan la necesidad de celebrar un procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad celebrado al amparo de lo previsto en el artículo 46 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. Estos informes señalan la necesidad de disponer de potencia térmica que permita garantizar la seguridad de suministro. Resultaría cuando menos paradójico que grupos que se necesitan para garantizar el suministro no dispusieran de permisos de acceso y conexión; por este motivo, a los grupos que resulten adjudicatarios de dicho procedimiento solo les serán de aplicación los criterios de comportamiento estático. La urgencia de esta medida se fundamenta en la necesidad renovar el parque generador de los territorios no peninsulares al amparo de lo establecido en Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. Esta renovación es crítica para garantizar el suministro en estos sistemas y la obtención de permisos de acceso en estos territorios no debe de ser un obstáculo para los eventuales oferentes al procedimiento de concurrencia competitiva que ha de ser convocado a tal efecto.
En el capítulo III se extienden algunas medidas ya adoptadas con anterioridad, para contrarrestar las consecuencias económicas y sociales de la Guerra de Ucrania. En efecto, por las razones expuestas anteriormente relativas a la situación de los mercados energéticas y la incertidumbre, volatilidad y niveles de precios que aún persisten, es necesario prorrogar también algunas de las medidas de protección a los consumidores que se han venido adoptando en los últimos 3 años.
Igualmente, desde un punto de vista sectorial, como medidas de directa aplicación al ámbito empresarial, se mantiene la flexibilización de contratos de suministro de energía eléctrica implementada en el Real Decreto-ley 18/2022, de 18 de octubre, por el que se aprueban medidas de refuerzo de la protección de los consumidores de energía y de contribución a la reducción del consumo de gas natural en aplicación del «Plan + seguridad para tu energía (+SE)», así como medidas en materia de retribuciones del personal al servicio del sector público y de protección de las personas trabajadoras agrarias eventuales afectadas por la sequía, que ha permitido a las empresas modificar sus potencias contratadas a lo largo de un mismo ejercicio adaptándolas a sus pautas de consumo, lo que ha permitido reducir el coste eléctrico asociado al término fijo de las facturas de electricidad. También, se extiende durante seis meses el mecanismo de apoyo para garantizar la competitividad de la industria electrointensiva, ya que este colectivo de consumidores sigue manteniéndose particularmente expuesto a la incertidumbre internacional.
Se modifica la disposición adicional tercera del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, para prorrogar el plazo de aplicación de la flexibilización de los contratos de suministro de gas natural desde el 31 de diciembre de 2023 hasta el 30 de junio de 2024. Las medidas de flexibilización de los contratos de suministro destinadas a facilitar a los consumidores la adaptación de los procesos productivos de las industrias al escenario de altos precios de la energía, a reducir los costes de las empresas y a minorar los precios de los productos finales, fueron aprobadas por primera vez mediante el artículo 43 del Real Decreto-ley 11/2020, de 31 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes complementarias en el ámbito social y económico para hacer frente al COVID-19.
La medida se prorrogó hasta el 31 de marzo de 2022 mediante la disposición adicional quinta del Real Decreto-ley 29/2021, de 21 de diciembre, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito energético para el fomento de la movilidad eléctrica, el autoconsumo y el despliegue de energías renovables y hasta el 30 de junio de 2022 mediante la disposición adicional tercera el Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo. Posteriormente, la medida se extendió hasta el 31 de diciembre de 2022 mediante el apartado catorce del artículo 1 del Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio. Por último, el artículo 6 del Real Decreto-ley 18/2022, de 18 de octubre, prorrogó la medida hasta el 31 de diciembre de 2023.
Sin haber dejado de darse las condiciones de aplicabilidad de la medida, el 27 de diciembre de 2022, entró en vigor del Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre, que, en su artículo 10 modificó la reiterada disposición adicional tercera del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, para hacer aplicable la medida hasta el periodo establecido previamente: 31 de diciembre de 2023 pero con independencia de la evolución de los precios del gas natural en el mercado MIBGAS.
En todo este periodo de aplicación esta medida se ha demostrado eficaz como forma de evitar el encarecimiento de la adaptación de los consumidores industriales de gas natural al escenario de altos y volátiles precios de este combustible.
Se extienden asimismo, hasta el 30 de junio de 2024 los descuentos del bono social de electricidad, la garantía de suministro de agua y energía a consumidores vulnerables y la aplicación temporal del bono social de electricidad a los hogares trabajadores con bajos ingresos particularmente afectados por la crisis energética. También se prorrogan medidas fiscales, en los términos anteriormente señalados.
En cuanto a los gases licuados del petróleo envasados, el artículo 19 del Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, estableció una limitación del precio máximo, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo (GLP) envasados para las actualizaciones de julio, septiembre y noviembre de 2022, medida que fue prorrogada hasta el 30 de junio de 2023 mediante el artículo 8 del Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre.
Durante el último semestre del año 2023, se ha producido un aumento del 40 % en las cotizaciones internacionales del propano y del 65 % en el butano. Este incremento ha tenido como consecuencia que el superávit, que había alcanzado su punto máximo en la revisión de junio con 2,68 euros/bombona, se haya utilizado para hacer frente al déficit generado por el aumento en el coste de la materia prima. Este déficit generado se ha producido como resultado de la limitación del aumento al 5 %, según lo establecido en la fórmula de cálculo de la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo y el fuerte aumento del coste de la materia prima.
Con el objetivo de mitigar el impacto derivado de la tendencia alcista del coste de la materia prima, agravada por la actual crisis energética ocasionada por la invasión de Ucrania, se considera urgente y necesaria la prórroga de la limitación del precio máximo del GLP envasado. Esto permitirá que los consumidores continúen teniendo acceso a este insumo fundamental, con especial énfasis en las personas en situaciones de mayor vulnerabilidad.
El incremento del precio máximo, antes de impuestos, pendiente de repercutir como consecuencia de la diferencia entre el precio calculado conforme a la metodología vigente y el que resulte del valor máximo establecido, se recuperará en las siguientes revisiones mediante su inclusión en el parámetro de desajuste unitario contemplado en la metodología de cálculo establecida en la Orden IET/389/2015, de 5 de marzo, IET/389/2015, de 5 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinación automática de precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados y se modifica el sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo por canalización.
Por otro lado, se modifica la disposición adicional sexta del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, al objeto de prorrogar la limitación del 15 % del incremento del coste de la materia prima incluido en la tarifa de último recurso de gas natural correspondiente a las revisiones de 1 de enero de 2024 y 1 de abril de 2024, es decir, aplicable hasta el 30 de junio de 2024.
Esta limitación fue aprobada inicialmente en la disposición adicional séptima del Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, para las revisiones de 1 de octubre de 2021 y 1 de enero de 2022. Posteriormente, mediante la disposición adicional sexta del Real Decreto 6/2022, de 29 de marzo; el apartado dieciséis del artículo 1 del Real Decreto-ley 11/2022, de 25 de junio, por el que se adoptan y se prorrogan determinadas medidas para responder a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania, para hacer frente a situaciones de vulnerabilidad social y económica, y para la recuperación económica y social de la isla de La Palma; y el artículo 1 del Real Decreto-ley 18/2022, de 18 de octubre, la medida fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2023.
El objetivo de la medida era proteger a los consumidores de los efectos de los elevados precios del gas natural en los mercados internacionales, lo que tuvo un impacto especialmente importante durante los primeros meses de la invasión de Ucrania por parte de la Federación Rusa, permitiendo que los incrementos del precio final nunca superasen el 5 %, razón por lo que se considera prudente extender esta medida de contención de precios destinada a la protección del consumidor doméstico durante seis meses adicionales frente a posibles incrementos derivados por una escalada del conflicto israelí con Gaza o nuevas restricciones de la Unión Europea a las importaciones energéticas rusas.
También se prorroga hasta el 30 de junio de 2024 la tarifa de último recurso de gas natural aplicable temporalmente a las comunidades de propietarios de hogares, aprobada inicialmente hasta el 31 de diciembre de 2023 en el artículo 2.1 del Real Decreto-ley 18/2022, de 18 de octubre. La prórroga propuesta tiene el mismo objetivo que la medida anterior; mitigar el impacto económico asumido por las comunidades de propietarios consecuencia del aumento del coste del gas natural.
El capítulo IV del título III incorpora otras medidas energéticas. Por un lado, y puesto que este real decreto-ley incorpora un conjunto de medidas con impacto directo sobre los cargos del sistema eléctrico, se ha planteado una prórroga de los actuales cargos fijados por la Orden TED/1312/2022, de 23 de diciembre, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico de aplicación a partir del 1 de enero de 2023 y se establecen diversos costes regulados del sistema eléctrico para el ejercicio 2023, para que estos apliquen en tanto no se adopte una nueva orden ministerial que, a la vista de estas novedades regulatorias, pueda fijar los nuevos cargos del sistema eléctrico de aplicación en 2024.
Por otro lado, el 2 de febrero de 2024 finalizará la prórroga de 18 meses para que los módulos de generación de electricidad que disponen de una LON (Limited Operational Notification) otorgada en virtud de la disposición transitoria primera del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas, obtengan la FON (Final Operational Notification). De acuerdo con lo establecido en el apartado cuarto de esa disposición transitoria, las consecuencias de no obtener la FON antes de esa fecha serán la cancelación de la inscripción definitiva de la instalación en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica o, en su caso, de la inscripción en el registro de autoconsumo de energía eléctrica. La situación puesta de manifiesto por promotores y gestores de red muestra que el tiempo para disponer de un número de entidades de certificación suficiente se ha alargado más de lo esperado, por lo que algunas instalaciones que se encuentren muy avanzadas en el proceso de certificación no serán capaces de concluirlo antes del 2 de febrero de 2024. Teniendo en cuenta lo anterior, se aprueba una prórroga adicional de ocho meses para que estas instalaciones puedan aportar la documentación necesaria que permita que sea expedida la correspondiente FON. Asimismo, se exime de obtener la FON a las pequeñas instalaciones de generación de electricidad (tipo A) que estén operando con una LON en virtud de lo previsto en la disposición transitoria primera del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio. La exención anterior supondrá la posibilidad de esos módulos de generación de electricidad de seguir operando e inscritos en los respectivos registros administrativos En cualquier caso, tal y como estaba previsto inicialmente, a partir del 2 de febrero de 2024 dejará de ser posible la emisión de nuevas LON en virtud de la disposición transitoria primera, del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio.
Asimismo, la disposición adicional vigesimosegunda de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico, establece que cuando se proceda al cierre de instalaciones de energía térmica de carbón o termonuclear, la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico podrá regular procedimientos para la concesión de la capacidad de acceso de evacuación de los nudos de la red afectados por dichos cierres. Posteriormente esos nudos fueron determinados en el Listado de Nudos de Transición Justa incluido como anexo en el Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio.
En este contexto y ante un posible cierre de centrales térmicas y nucleares se considera oportuno otorgar una mayor flexibilidad que permita la modificación de ese listado sin que resulte necesario acudirá una norma de rango legal. A tal fin se establece una habilitación que faculte al Consejo de Ministros para la modificación de dicho anexo.
Igualmente, la central térmica de La Pereda, en el Principado de Asturias, se está planteando el cambio de combustible desde los residuos mineros a otras fuentes de energía más limpias. En este proceso de transformación se considera adecuado otorgar al nudo de la red de transporte La Pereda 220 kV, el nudo en el que se conecta la central, la condición de Nudos de Transición Justa, al asimilarse su situación a la del cierre de otras centrales térmicas de carbón.
Además, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, prevé en su artículo 14.4, para las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos con régimen retributivo específico, que al menos anualmente se actualizarán los valores de retribución a la operación para aquellas tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.
Dicha previsión se recoge en el artículo 20 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, que establece que al menos anualmente se revisará, de acuerdo con la metodología que reglamentariamente se establezca, la retribución a la operación para aquellas instalaciones tipo a las que resulte de aplicación y cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible.
Dando cumplimiento a dicho mandato, la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones con régimen retributivo específico, reguló la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible, en función de las variaciones semestrales del coste del combustible y, en su caso, de los peajes de acceso. Dicha orden prevé que la revisión se realizará semestralmente.
El Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, establece que reglamentariamente se aprobará una nueva metodología para la actualización de la retribución a la operación de aquellas instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Esta nueva metodología se encuentra en elaboración habiendo sido sometida por segunda vez a trámite de audiencia e información pública el 23 de noviembre de 2023.
Por otro lado, con el objetivo de dar certidumbre a las instalaciones cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible, el artículo 12 del Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre, de medidas de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la Guerra de Ucrania y de apoyo a la reconstrucción de la isla de La Palma y a otras situaciones de vulnerabilidad, establece con precisión cómo se debe realizar la estimación del precio del combustible a partir del 1 de enero de 2023, indicando que la estimación del precio de los combustibles se llevará a cabo considerando las variaciones semestrales del coste de las materias primas y, en su caso, de los peajes de acceso previstas en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio.
Posteriormente, el Real Decreto-ley 5/2023, de 28 de junio, por el que se adoptan y prorrogan determinadas medidas de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la Guerra de Ucrania, de apoyo a la reconstrucción de la isla de La Palma y a otras situaciones de vulnerabilidad; de transposición de Directivas de la Unión Europea en materia de modificaciones estructurales de sociedades mercantiles y conciliación de la vida familiar y la vida profesional de los progenitores y los cuidadores; y de ejecución y cumplimiento del Derecho de la Unión Europea, establece que, para el primer y segundo semestre de 2023, la retribución a la operación de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible se calculará de forma que sumada a la estimación de los ingresos de explotación iguale a los costes estimados de explotación, tal como recoge el artículo 17 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Para ello, dicho real decreto-ley define para dicho periodo los valores de la estimación del precio de mercado eléctrico, la estimación del precio en el punto virtual de balance del gas natural, el precio estimado del fuelóleo y el precio estimado del gasóleo y GLP, así como el método de estimación del precio de la biomasa. Sin embargo, el Real Decreto-ley 5/2023, de 28 de junio, no indica cómo se estimarán los precios ni cómo se actualizará la retribución a la operación a partir del 1 de enero de 2024.
Por ello, en este real decreto-ley se establece con precisión cómo se debe realizar la estimación de los precios que intervienen en la actualización de la retribución a la operación a partir del 1 de enero de 2024 y hasta que sea de aplicación la nueva metodología de actualización de la retribución a la operación, para la cual se introducen ciertas previsiones que aumentarán la visibilidad por parte de los titulares de las instalaciones sobre la estimación de sus costes y mejorarán la aplicación de la metodología establecida en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
En relación con el sector de los hidrocarburos, la rápida transformación del mercado de los hidrocarburos líquidos en los últimos años hace imprescindible una revisión urgente de aquellos artículos de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y su normativa de desarrollo que afectan a este sector. Se han detectado crecientes prácticas fraudulentas en el sector de los hidrocarburos líquidos por incumplimiento de sus obligaciones sectoriales respecto de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), el Sistema de Información para la Certificación de los Biocarburante (SICBIOS) o el Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE), así como fiscales (IVA, IIEE) debido, en parte, a que han aparecido modelos de negocio que no estaban previstos cuando se redactaron la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y sus modificaciones y que, por tanto, no están adecuadamente regulados en la legislación actual. Esto ha facilitado enormemente el fraude por parte de algunas empresas, lo que está perjudicando al resto del sector y que, además, tiene un impacto directo en el consumidor por cuanto afecta al precio final de los carburantes.
Tras un análisis de la situación actual del sector en nuestro país, se considera necesario revisar varios artículos de la ley.
Por un lado, el artículo 42 que regula la actividad de los operadores al por mayor de productos petrolíferos. El incumplimiento por parte de algunos operadores de las obligaciones de biocarburantes, está atentando contra la competencia en el sector ya que, sólo en 2022, siete empresas no han sufragado su deuda con el mecanismo de fomento de biocarburantes, SICBIOS, por un importe total de 95 millones de euros. Igualmente ocurre con el incumplimiento de la cuota de CORES o del FNEE por parte de algunos operadores, lo que les da una ventaja competitiva frente al resto de operadores que sí cumplen con sus obligaciones, algo que pone de manifiesto la urgencia de acometer esta revisión normativa.
Por otro lado, artículo 43 que regula la actividad de los distribuidores al por menor de productos petrolíferos. Actualmente, este artículo permite que los distribuidores al por menor puedan suministrar a otros distribuidores. Cuando en 2015 se introdujo esta medida, se consideraba que podría tener un impacto favorable tanto en la competencia del sector como en los precios del consumidor final, ya que suponía una apertura del mercado de suministro de combustibles tanto a operadores como a distribuidores. Sin embargo, en la práctica se ha comprobado que desde 2015 el efecto ha sido el contrario.
Por último, el artículo 41 que regula el derecho de acceso de terceros a las infraestructuras logísticas de hidrocarburos líquidos de las que hacen uso tanto operadores al por mayor como distribuidores al por menor. En su redacción actual, el artículo 41 hace referencia en su apartado 1 al artículo 40, que establece que las instalaciones de transporte o almacenamiento que presten servicio a operadores al por mayor requieren una autorización administrativa previa. En consecuencia, podría entenderse que la obligación de prestar acceso recae exclusivamente sobre las instalaciones que almacenan o transportan producto de operadores al por mayor.
Esto era así en 1998, cuando se aprobó la Ley 34/1998, de 7 de octubre, ya que los operadores al por mayor eran los únicos sujetos que hacían uso de las infraestructuras logísticas y suministraban al resto de empresas desde los depósitos fiscales. La estructura del mercado actual es muy diferente y las compañías logísticas han ampliado su cartera de clientes, dando acceso no sólo a operadores mayoristas sino también a otros agentes de la cadena de suministro, entre otros a los distribuidores al por menor cuya regulación se ha se modifica también aquí en esta norma.
Por tanto, la redacción actual de estos tres artículos de la ley está siendo utilizada, de una forma u otra, fraudulentamente por ciertas empresas para saltarse las obligaciones que actualmente aplican a los sujetos que actúan en el sector, entre ellas empresas que, sin ser distribuidoras al por menor en los términos que define el artículo 43 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, tampoco cumplen los requisitos para ser operadores al por mayor que establece el artículo 42 y su normativa de desarrollo, aunque están realizando este suministro sin asumir ninguna de sus obligaciones sectoriales. En concreto, podrían citarse las obligaciones de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, las del Sistema de Información para la Certificación de los Biocarburante (SICBIOS), o del Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE), que sí deben cumplir los operadores al por mayor pero que no hacen estos distribuidores al por menor. En la práctica esto supone que los distribuidores al por menor pueden realizar actualmente los mismos suministros que los operadores al por mayor pero con una gran ventaja competitiva sobre estos al no tener que asumir ninguna de sus obligaciones sectoriales.
Adicionalmente, se ha observado el continuo aumento de empresas que ejercen la actividad de operador al por mayor, lo que garantiza que el suministro de productos petrolíferos para su posterior distribución al por menor está garantizado en nuestro país en condiciones de libre competencia, ya que actualmente hay más de ciento diez empresas dadas de alta como operadores al por mayor. Esta situación es muy diferente a la que existía en 2015, con un número mucho más limitado de operadores al por mayor en el mercado.
Por otro lado, los objetivos comunitarios de implantación de fuentes de energías renovables se han visto incrementados sustancialmente tras la reciente aprobación de la Directiva (UE) 2023/2413 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de octubre de 2023, por la que se modifican la Directiva (UE) 2018/2001, el Reglamento (UE) 2018/1999 y la Directiva 98/70/CE en lo que respecta a la promoción de la energía procedente de fuentes renovables y se deroga la Directiva (UE) 2015/652 del Consejo. Adicionalmente a la importancia que las tecnologías renovables tienen en la lucha contra el cambio climático, la crisis energética derivada de la invasión de Ucrania por parte de Rusia ha puesto de manifiesto su importancia para garantizar la estabilidad y seguridad del suministro energético. En España, todas las tecnologías renovables deberán contribuir al cumplimiento del nuevo nivel de ambición, siendo particularmente relevante el papel que deberán jugar las tecnologías eólica y fotovoltaica.
En paralelo, la industria europea, que hasta ahora venía siendo la principal proveedora de los equipos y componentes de las instalaciones eólicas ubicadas en territorio comunitario, viene sufriendo en los últimos meses importantes dificultades, habiéndose reducido su porcentaje de participación en la fabricación de estos equipos a nivel mundial. Las consecuencias negativas que tendría la consolidación de esta tendencia, además del impacto en el empleo y en el tejido empresarial, afectarían a la autonomía e independencia de la Unión Europea.
Esta situación ha motivado la respuesta inmediata de la Comisión Europea, que el pasado 24 de octubre aprobó el Paquete Europeo sobre la Energía Eólica, que incluye un Plan de Acción con un conjunto de medidas a desarrollar de forma urgente en colaboración con los Estados miembros. La acción número 4, dentro del segundo pilar «Mejora del diseño de las subastas», prevé que los Estados miembros incluyan en las subastas de renovables criterios cualitativos objetivos, transparentes y no discriminatorios. Expone la Comisión Europea que las subastas que incluyen solo criterios económicos no son capaces de ponderar los altos estándares medioambientales y sociales de los productos europeos ni tampoco tienen en cuenta la necesidad de disponer de una cadena de suministro resiliente. Por lo tanto, señala la necesidad de que los Estados miembros revisen de forma urgente el diseño de las subastas para lanzar las señales de inversión adecuadas a toda la cadena de suministro. La incorporación de criterios adecuados de precalificación y baremación, que sean objetivos, transparentes y no discriminatorios, que reconozcan el valor añadido de los productos y promocionen el desarrollo industrial pueden apoyar el desarrollo una industria eólica innovadora y competitiva. Esta medida beneficiaría asimismo indirectamente a otras tecnologías, incluyendo la industria solar.
El artículo 14.7 bis de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico establece que el régimen económico de energías renovables se otorgará mediante procedimientos de concurrencia competitiva y la variable sobre la que se ofertará será el precio de retribución de dicha energía. Por tanto, la ley impide la incorporación de criterios de baremación no económicos. Para poder modificar el diseño de las subastas de renovables, en línea con las recomendaciones dictadas por la Comisión Europea, es urgente introducir una modificación en este artículo para permitir incorporar criterios de adjudicación no económicos que tengan en cuenta otros aspectos relevantes en el desarrollo de las energías renovables, como pueden ser su contribución a la resiliencia, a la sostenibilidad medioambiental, a la innovación, al impacto socioeconómico de los proyectos u otros factores que fomenten la mejor integración de estas fuentes de energía en el sistema eléctrico.
El título IV incorpora las medidas de apoyo para paliar la sequía. Debido a la situación del año hidrológico 2020/2021 y la escasa reserva hídrica almacenada en el mes de marzo de 2022, el Gobierno a través del Real Decreto-ley 4/2022, de 15 de marzo, adoptó medidas urgentes de apoyo al sector agrario por causa de la sequía. La situación se repitió en el año hidrológico 2021/22, que finalizó con una precipitación un 25 % inferior al valor promedio. En respuesta a ello se adoptó el Real Decreto-ley 4/2023, de 11 de mayo, que extendía y perfeccionaba las medidas acordadas un año antes.
El año hidrológico 2022/2023 ha vuelto a ser negativo desde el punto de vista del comportamiento pluviométrico. Finalizó con una precipitación global en España inferior en un 12,5 % al valor medio del periodo de referencia 1991-2020. La contención en las demandas y un mes de septiembre muy húmedo permitieron al menos mantener un volumen almacenado en los embalses del 35,9 % respecto de su capacidad máxima, muy ligeramente superior a la cifra de un año antes, aunque todavía alejado de las cifras medias de los últimos 5 y 10 años (42,5 % y 48,7 % respectivamente).
Este comportamiento global es además muy diferente en su distribución geográfica, con algunas cuencas especialmente afectadas. La secuencia seca es especialmente duradera (los últimos 5 años hidrológicos, desde 2018/19) en la cuenca del Guadalquivir y en la mayor parte del territorio de sus cuencas adyacentes (Guadiana y cuencas intracomunitarias andaluzas).
De menor duración (los 3 últimos años hidrológicos), pero con una intensidad excepcional en cuanto a la desviación negativa de los valores de precipitación, es el caso de las cuencas internas de Cataluña, y de las zonas más próximas de la cuenca del Ebro, como la comarca del Segre.
Por último, comienza a requerir atención la situación de otras cuencas bastante vulnerables a la escasez, como son las del Júcar y especialmente la del Segura, que habían mantenido un comportamiento pluviométrico positivo esos años previos, pero que ya en 2022/2023 cambiaron la tendencia y registraron un año seco, que además persiste de forma muy acusada en los primeros meses del nuevo año hidrológico 2023/24, en los que apenas han recibido precipitaciones.
Este comportamiento pluviométrico se ve agravado por un ascenso térmico aún más acusado en su anomalía respecto a los valores de referencia. Así, el carácter de los últimos 18 meses en España, de acuerdo con la clasificación que establece la Agencia Estatal de Meteorología ha sido el siguiente: 5 meses extremadamente cálidos, 8 meses muy cálidos, 2 meses cálidos y 3 meses normales (ninguno de carácter más o menos frío). En sectores como el agrario esto supone un impacto muy notable tanto desde el punto de vista de la disponibilidad de recursos como de las necesidades hídricas de los cultivos.
Por otra parte, conforme a las previsiones estacionales que publican la Agencia Estatal de Meteorología y el Observatorio Europeo de la Sequía, manteniendo un elevado grado de incertidumbre, puede afirmarse que las expectativas son más favorables en el norte y noroeste peninsular, pero que no hay señales especialmente optimistas en las zonas de la península más afectadas por la actual sequía. Incluso puede decirse que dichas previsiones son, en todo caso, negativas para el sureste español.
Así las cosas, la situación de escasez y de falta de reservas hídricas que está sufriendo buena parte de España evidencian el riesgo de que a lo largo del año 2024 existan problemas para el suministro de agua, tanto para determinados abastecimientos a poblaciones como para las explotaciones agrícolas. Dada la situación observada y teniendo en cuenta que las previsiones no pronostican claros cambios de tendencia en los próximos meses, se hace necesario habilitar medidas urgentes que ayuden a paliar los daños derivados de esta sequía.
Las medidas contenidas en este real decreto-ley, que inicialmente se diseñan para afrontar los problemas actuales y previsibles en las cuencas hidrográficas intercomunitarias del Guadalquivir, Guadiana, Segura y Ebro, también pueden hacerse extensivas a otras zonas de España en las que concurran las mismas o parecidas circunstancias.
Con este real decreto-ley se da continuidad y se adoptan las medidas administrativas necesarias para corregir o mitigar esa situación mediante la limitación y restricción de los aprovechamientos, de forma equitativa y solidaria entre todos los sectores afectados. Son medidas extraordinarias que van más allá de la capacidad de los instrumentos de planificación previstos para el caso.
Entre otros elementos, en estos momentos de sequía en que la viabilidad de las explotaciones agrarias se puede ver comprometida por el incremento de costes derivado de la incorporación de recursos no convencionales, singularmente aguas desalinizadas, se hace necesario reducir la carga económica que han de soportar los usuarios de regadío, para ello se fijan unos precios específicos que pueden ser asumibles por los regantes en determinadas infraestructuras que no contaban con esa garantía. Esta medida es similar a la ya incorporada en el Real Decreto-ley 4/2022, de 15 de marzo, por el que se adoptan medidas urgentes de apoyo al sector agrario por causa de la sequía.
Para paliar los efectos producidos por la escasez de recursos hídricos, se otorga a los órganos rectores de las confederaciones hidrográficas afectadas por este real decreto-ley, un elenco de facultades temporales extraordinarias. Así, se autoriza a la Comisión Permanente de la Sequía para que pueda proponer la modificación temporal de las condiciones de utilización del dominio público hidráulico, cualquiera que sea el título habilitante, pudiendo entre otras medidas: establecer las reducciones de suministro de agua necesarias para la justa y racional distribución de los recursos disponibles limitando los derechos concesionales, modificar los criterios de prioridad para la asignación de recursos a los distintos usos del agua, suspender cautelarmente el otorgamiento de títulos que impliquen un incremento del consumo, imponer la sustitución de la totalidad o de parte de los caudales concesionales por otros de distinto origen y de calidad adecuada para el uso al que estén destinados, modificar las condiciones fijadas en las autorizaciones de vertido, adaptar el régimen de explotación de los aprovechamientos hidroeléctricos para que puedan ser compatibles con otros usos, así como constituir, en su caso, juntas centrales de usuarios para ordenar y vigilar la gestión de los recursos.
Los procedimientos vinculados a la ejecución de las medidas previstas en este título se declaran de urgencia y, al mismo tiempo, se simplifican los trámites para la modificación de las condiciones de utilización del dominio público hidráulico, elemento central para garantizar la eficacia de esta regulación excepcional, asegurando en todo caso la necesaria participación y audiencia de los interesados.
Se refuerza el régimen sancionador en lo que atañe a las infracciones cometidas en relación con las medidas excepcionales incluidas en este título, para dotar a los órganos competentes de facultades acordes con la gravedad de la situación, en beneficio del interés público.
Resulta conveniente posibilitar la postura activa de la administración hidráulica en caso de sequía para facilitar que la movilización de recursos mediante la flexibilización concesional sea lo más acorde posible a los objetivos de planificación hidrológica, y no se limite a los acuerdos privados entre usuarios.
En este sentido, además de la posibilidad de creación de centros de intercambio de derechos que –al amparo de lo dispuesto en el artículo 71 del texto refundido de la Ley de Aguas– se reconoce al Organismo de cuenca para intervenir en el desarrollo de los contratos de cesión derechos de agua, la legislación actual contempla una segunda posibilidad dada por el derecho de adquisición preferente que el artículo 68.3 del citado texto refundido otorga al Organismo de cuenca cuando después de establecer que éste podrá no autorizar la cesión de derechos de uso del agua, mediante resolución motivada (por causas tasadas), dictada y notificada en el plazo de un mes, añade que el organismo de cuenca «también podrá ejercer en ese plazo -de un mes desde la notificación de la solicitud de autorización- un derecho de adquisición preferente del aprovechamiento de los caudales a ceder, rescatando los caudales de todo uso privativo».
En esta segunda posibilidad se habilita la opción de que el Organismo de cuenca pueda ejercer el derecho de adquisición preferente cuando la finalidad perseguida con ello sea la de adjudicar posteriormente caudales a otros usos privativos del agua más acordes a otros objetivos de la planificación hidrológica, mejorando significativamente la reasignación de volúmenes inicialmente propuesta.
Por otra parte, el fomento de las energías renovables constituye uno de los pilares más importantes del proceso de transición energética que debe acometer España para lograr la descarbonización -cumpliendo nuestros compromisos adquiridos ante la Unión Europea y en el Acuerdo de París- y reducir la dependencia energética.
Así, en el artículo 3 de la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética, prevé que en al año 2030 deberá alcanzarse una penetración de energías de origen renovable en el consumo de energía final de, al menos, un 42 %, y un sistema eléctrico con, al menos, un 74 % de generación a partir de energías de origen renovable.
La apuesta por estas energías está produciendo el efecto perseguido, en cuanto a la construcción y entrada en funcionamiento de nuevos parques eólicos y fotovoltaicos, fundamentalmente. Pero estas energías renovables, dada su variabilidad, no son gestionables y no se acompasan adecuadamente con la demanda de electricidad, lo que junto a su falta de sincronicidad podría poner en riesgo en riesgo la seguridad del sistema eléctrico peninsular.
Por ello, tanto el PNIEC como la citada Ley 7/2021, de 20 de mayo, contemplan el almacenamiento de energía como una de las claves de la transición energética, lo cual ha sido reafirmado en la Estrategia de Almacenamiento Energético, aprobada por el Consejo de Ministros en 2021.
El almacenamiento hidráulico de energía, en base a centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo y turbinación entre un depósito inferior y otro superior, es una tecnología madura y efectiva capaz de ofrecer una adecuada respuesta para acompasar la oferta y la demanda de electricidad a nivel diario, semanal e incluso estacional, y de cara a garantizar la necesaria estabilidad, operación eficiente y flexibilidad del sistema eléctrico: contribuye a su operación flexible y segura mediante la aportación, a demanda del operador del sistema, de servicios de ajuste y de inercia mecánica. Esta última es necesaria para mantener el sincronismo de unidades de generación y cargas dada la falta de contribución a la inercia por parte de las instalaciones eólicas y fotovoltaicas. Además, se adapta muy bien a las características geográficas de nuestro país y es capaz de poner en valor numerosos embalses ya existentes, permitiendo no solo reducir nuestra dependencia energética, sino hacerlo a un coste razonable y que permita disponer de energía más asequible para los usuarios.
Debido a ello, el artículo 7 de la referida Ley 7/2021, de 20 de mayo, establece que las nuevas concesiones de aguas que se oto