CELEX: 62014TJ0793
Ayudas de Estado
Mercado de capacidad del Reino Unido
Régimen de ayudas
Artículo 108 TFUE, apartados 2 y 3
Concepto de dudas en el sentido del artículo 4, apartado 3 o 4, del Reglamento (CE) n.º 659/1999
Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014/2020
Decisión de no formular objeciones
No incoación de un procedimiento de investigación formal
Derechos procesales de las partes interesadas

I.

Antecedentes del litigio
A.

Sobre las demandantes y el objeto del litigio
Las demandantes, Tempus Energy Ltd, sucesora de Alectrona Grid Services Ltd, y Tempus Energy Technology Ltd (en lo sucesivo, consideradas conjuntamente, «Tempus»), venden a particulares y a profesionales una tecnología de gestión del consumo de electricidad, o dicho de otro modo, de «gestión de la demanda», y son titulares de una licencia de proveedor de electricidad en el Reino Unido.
Tempus propone a sus clientes reducir costes en la cadena de suministro eléctrico combinando la tecnología de gestión de la demanda y los servicios propuestos por un proveedor de electricidad. Tempus vende electricidad y ayuda a sus clientes a desplazar su consumo eléctrico no sujeto a limitaciones temporales a períodos durante los cuales el precio al por mayor es menor, ya sea porque la demanda es escasa o porque la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables es abundante y por tanto menos costosa.
De los autos se desprende que tradicionalmente los operadores de gestión de la demanda celebran contratos con los consumidores de electricidad —por regla general, clientes industriales y comerciales o pequeñas y medianas empresas— en los que se establece que el cliente acepta ser flexible en lo que concierne a su consumo eléctrico durante un período determinado. El operador de gestión de la demanda calcula la capacidad total disponible en un determinado momento para todos los clientes flexibles y puede a continuación proponer esa capacidad al gestor de la red eléctrica, en el caso de autos, National Grid, a cambio de un pago que transmite al cliente flexible, reservándose un margen de beneficio para sí mismo.
Mediante su recurso, Tempus solicita la anulación de la Decisión C(2014) 5083 final de la Comisión, de 23 de julio de 2014, de no formular objeciones al régimen de ayudas relativo al mercado de capacidad en el Reino Unido debido a que dicho régimen es compatible con el mercado interior en virtud del artículo 107 TFUE, apartado 3, letra c) (ayuda de Estado 2014/N‑2) (
DO 2014, C 348, p. 5
; en lo sucesivo, «Decisión impugnada»).
B.

Sobre la medida controvertida
Mediante el régimen de ayudas objeto de la Decisión impugnada (en lo sucesivo, «medida controvertida»), el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte establece un mercado de capacidad consistente en la celebración de subastas centralizadas del suministro de las capacidades necesarias para garantizar la adecuación de las capacidades. Se trata de un régimen de ayudas que consiste en abonar una remuneración a los suministradores de capacidad eléctrica a cambio de que se comprometan a suministrar electricidad o a reducir o retrasar su consumo durante los períodos de tensión en la red (considerando 4 de la Decisión impugnada).
Las bases jurídicas de la medida controvertida son la UK Energy Act 2013 (Ley del Reino Unido sobre Energía, de 2013) y los actos normativos adoptados en virtud de esta, en particular, las Electricity Capacity Regulations 2014 (Reglamento de 2014 relativo a la Capacidad Eléctrica) y las Capacity Market Rules 2014 (Normas de 2014 relativas al Mercado de Capacidad).
El mercado de capacidad funciona del siguiente modo: la cantidad de capacidad necesaria se define de manera centralizada y el mercado determina el precio adecuado para el suministro de dicha cantidad mediante subastas. Todos los proveedores de capacidad que puedan participar compiten en el marco de la misma subasta (considerando 145 de la Decisión impugnada). El Gobierno del Reino Unido es quien determina la cantidad de capacidad necesaria tomando en consideración, en particular, las recomendaciones del gestor de la red eléctrica, National Grid (considerando 11 de la Decisión impugnada).
En lo que atañe a las subastas, la medida controvertida dispone que cada año, en las subastas principales, se subasta la capacidad necesaria que habrá de ser suministrada cuatro años más tarde (en lo sucesivo, «subastas T‑4»); por ejemplo, la capacidad subastada en 2014 estaba destinada a ser suministrada durante el período 2018/2019, el cual abarca el período comprendido entre el 1 de octubre 2018 y el 30 de septiembre de 2019 (considerando 43 de la Decisión impugnada). El año anterior al año de suministro de las subastas principales tiene lugar otra subasta (en lo sucesivo, «subastas T‑1»).
Una cierta capacidad se aparta sistemáticamente de las subastas T‑4 para «reservarla» para las subastas T‑1 con base en una estimación de la capacidad de gestión de la demanda «rentable» que podría participar en las subastas T‑1, y se hace pública cuando se publica la curva de la demanda para las subastas T‑4 (considerando 45 de la Decisión impugnada). Si la demanda cae entre las subastas T‑4 y las subastas T‑1, el importe de la capacidad subastada en las subastas T‑1 se verá reducido. No obstante, la Decisión impugnada precisa que, habida cuenta de que las subastas T‑1 ofrecen a los operadores de gestión de la demanda una mejor manera acceder al mercado, el Gobierno del Reino Unido se compromete a subastar mediante subastas T‑1 al menos el 50 % de la capacidad «reservada» cuatro años antes. La Decisión impugnada añade que se dejará un cierto margen para suprimir dicha garantía si la gestión de la demanda no resulta ser rentable a largo plazo o si se considera que el sector de la gestión de la demanda presenta la suficientemente madurez (considerando 46 de la Decisión impugnada). Las subastas T‑4 y T‑1 constituyen el régimen permanente.
Las subastas permanentes están abiertas a los productores existentes y nuevos, a los operadores de gestión de la demanda y a los operadores de almacenamiento, con la excepción, temporal, de los interconectores y los proveedores de capacidad extranjeros (considerandos 4 y 149 de la Decisión impugnada).
Además del régimen permanente existe un régimen transitorio. Así, antes del período de entrega 2018/2019, está previsto que se celebren subastas «transitorias», que están abiertas principalmente a los operadores de gestión de la demanda. En principio, las primeras subastas transitorias debían celebrarse en 2015 para el período de entrega comprendido entre octubre de 2016 y septiembre de 2017, y las segundas subastas transitorias estaban previstas para 2016 para el período de entrega comprendido entre octubre de 2017 y septiembre de 2018 (considerando 51 de la Decisión impugnada).
Los recursos de producción y de gestión de la demanda que participan en el mercado de capacidad se denominan «Capacity Market Units» (unidades del mercado de capacidad; en lo sucesivo, «CMU», por sus siglas en inglés). Las CMU de producción pueden participar individualmente como CMU o colectivamente, junto con otras unidades de producción admisibles, siempre que cumplan determinados requisitos. Uno de estos requisitos es, entre otros, que la capacidad total de todas las unidades se sitúe entre el umbral mínimo de 2 megavatios (MW) y 50 MW (considerando 16 de la Decisión impugnada).
Las CMU de gestión de la demanda se definen en función de un compromiso de reducir la demanda. Dicho compromiso implica que el operador de gestión de la demanda ha de incitar a su cliente a reducir sus importaciones de electricidad (medidas mediante un contador que registra el consumo de electricidad por franjas de media hora) o a exportar la electricidad que produce gracias a las unidades de producción de que dispone
in situ
. Cada componente de una CMU de gestión de la demanda debe conectarse a un contador por franjas de media hora y la capacidad de gestión de la demanda total del proveedor debe estar comprendida entre 2 MW y 50 MW (considerando 17 de la Decisión impugnada).
Las capacidades disponibles deben someterse a un proceso de preselección que, además de la constitución de un expediente administrativo de base, incluye requisitos específicos, que varían dependiendo de si el eventual participante es un operador existente o potencial (considerando 26 de la Decisión impugnada). En lo que concierne a las nuevas capacidades de producción y a las capacidades de gestión de la demanda no confirmadas (por oposición a las capacidades de gestión de la demanda confirmadas, respecto de las cuales la capacidad declarada por el suministrador ha sido probada mediante un test) se exige además la constitución de una garantía de licitación que asciende a 5000 libras esterlinas (GBP) (alrededor de 5650 euros) por MW en el caso de las subastas T‑4 y T‑1 y a 500 GBP (alrededor de 565 euros) por MW en el caso de las subastas transitorias.
El gestor de la red eléctrica, National Grid, se encarga de organizar las subastas a fin de obtener el nivel de capacidad necesario para garantizar la adecuación de las capacidades eléctricas.
Todas las subastas son subastas a la baja, de precio discriminatorio, en las que todos a todos los participantes seleccionados, los adjudicatarios, se les paga en función de la última oferta aceptada. Al inicio de la subasta se anuncia un precio elevado, a continuación los participantes presentan ofertas en las que indican la cantidad de capacidad que están dispuestos a suministrar a ese precio. Este proceso se repite varias veces siguiendo un calendario predeterminado hasta alcanzar el precio más bajo en el que la demanda coincide con la oferta, es decir, el precio de cierre. A todos los adjudicatarios se les paga el mismo precio de cierre (
pay-as-clear model
) (considerando 49 de la Decisión impugnada).
Así, a los proveedores de capacidad seleccionados se les adjudica un contrato de capacidad al precio de cierre. La duración de los contratos de capacidad para los que los participantes presentan sus ofertas es variable. La mayor parte de los proveedores de capacidad existentes tienen acceso a contratos de un año. Los proveedores de capacidad que tienen gastos de capital superiores a 125 GBP (cerca de 141 euros) por kilovatio (kW) (centrales que renovar) pueden acceder a contratos de una duración máxima de tres años. Los proveedores de capacidad con gastos de capital superiores a 250 GBP (alrededor de 282 euros) por kW (nuevas centrales) pueden acceder a contratos de una duración máxima de quince años (considerando 57 de la Decisión impugnada). Los contratos de más de un año solo se adjudican en las subastas T‑4. En cada uno de estos casos, las condiciones del contrato de capacidad, incluido el precio de la capacidad, se aplican durante toda la duración del contrato.
Durante el período de vigencia de su contrato, los adjudicatarios reciben una remuneración periódica que se financia mediante un pago que han de abonar los proveedores de electricidad. A cambio, los adjudicatarios se comprometen a suministrar capacidades durante los períodos de tensión en la red. Se prevé la imposición de sanciones en aquellos casos en los que un adjudicatario no suministre la cantidad de electricidad correspondiente a la capacidad prevista en el contrato (considerando 4 de la Decisión impugnada). Además, el mercado de capacidad está sometido a un proceso de revisión (considerando 6 de la Decisión impugnada).
Los costes en que se haya incurrido para financiar la remuneración de las capacidades son asumidos por todos los proveedores de electricidad autorizados (en lo sucesivo, «método de recuperación de costes»). La tasa que se aplica a los proveedores de electricidad se determina en función de su cuota de mercado y se calcula sobre la base de la demanda registrada entre las 16 y las 19 horas entre semana durante el período comprendido entre los meses de noviembre y febrero, con el fin de incitar a estos a reducir la demanda de electricidad de sus clientes durante los períodos en los que esta suele ser más elevada. Según la Decisión impugnada, ello debería dar lugar a una disminución de las capacidades requeridas, y, por consiguiente, a una reducción de los costes del mercado de capacidad (considerando 69 de la Decisión impugnada).
Se ha procedido a la modelización de los ingresos brutos que obtendrán los proveedores de capacidades, los cuales deberían estar comprendidos entre 900 millones y 2600 millones de GBP (aproximadamente entre 1020 millones y 2940 millones de euros) por año, esto es, entre 8100 y 23400 millones de GBP (entre aproximadamente 9140 millones y 26400 millones de euros) para el período comprendido entre 2018 y 2024, importe que varía en función del nivel necesario de «capacidad de nueva construcción» (considerando 7 de la Decisión impugnada).
C.

Sobre las disposiciones pertinentes de las Directrices
Procede recordar que, en el ámbito específico de las ayudas de Estado, la Comisión Europea tiene la potestad de adoptar líneas directrices para ejercer su facultad de apreciación y, siempre que no contradigan las normas establecidas en el Tratado, las normas indicativas contenidas en las líneas directrices vinculan a la institución (véase la sentencia de 13 de junio de 2002, Países Bajos/Comisión,
C‑382/99
,
EU:C:2002:363
, apartado
y jurisprudencia citada).
Por otra parte, en sus respuestas a las preguntas formuladas por escrito por el Tribunal, y planteadas de nuevo durante la vista, Tempus confirmó expresamente que no se oponía al establecimiento de un mercado de capacidad como tal, sino únicamente a la apreciación de los datos aportados por Reino Unido en lo que concierne al impacto de la gestión de la demanda, por un lado, y a las distintas modalidades previstas para permitir a los operadores de gestión de la demanda participar en el mercado de capacidad, por otro lado.
De entre las distintas disposiciones de las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014/2020 (
DO 2014, C 200, p. 1
; en lo sucesivo, «Directrices»), adoptadas por la Comisión el 9 de abril de 2014 y que entraron en vigor el 1 de julio de 2014, las disposiciones pertinentes a efectos de la solución del presente litigio, habida cuenta de que se trata de una situación en la que se acepta el principio de una ayuda destinada a la adecuación de las capacidades (véase el anterior apartado 22), son las siguientes.
En primer lugar, en el apartado 224, letra b), que figura en el punto 3.9.2, «Necesidad de intervención del Estado», las Directrices disponen que, en su evaluación de los elementos aportados por el Estado de que se trate, la Comisión tendrá en cuenta, entre otras cosas, la «evaluación del impacto de la demanda, incluida una descripción de las medidas destinadas a fomentar la gestión de la demanda».
En segundo lugar, en el apartado 226, que figura en el punto 3.9.3, titulado «Idoneidad», las Directrices indican lo siguiente:
«Las medidas de ayuda deberán estar abiertas y ofrecer incentivos adecuados tanto a los productores actuales como futuros y a los operadores que utilicen tecnologías sustituibles, tales como una respuesta por el lado de la demanda o soluciones de almacenamiento. Por tanto, las ayudas deberán prestarse mediante un mecanismo que permita potencialmente diversos plazos de entrega, correspondientes al tiempo necesario para realizar nuevas inversiones en nuevos productores que utilicen tecnologías diferentes. Las ayudas también deberán tener en cuenta en qué medida la capacidad de interconexión podría remediar cualquier posible problema de adecuación de la producción.»
En tercer lugar, en el apartado 229, que figura en el punto 3.9.5, titulado «Proporcionalidad», la Directrices precisan que «se considerará que un proceso de ofertas genuinamente competitivo sobre la base de criterios claros, transparentes y no discriminatorios, que aborde eficazmente los objetivos planteados, da lugar a tasas de rentabilidad razonables en condiciones normales».
En cuarto lugar, en el apartado 232, letra a), que figura en el punto 3.9.6, titulado «Prevención de efectos negativos indebidos sobre la competencia y el comercio», las Directrices subrayan en particular que «las medidas deberán concebirse de tal forma que sea posible que participe en ellas cualquier capacidad que pueda contribuir efectivamente a abordar el problema de adecuación de la producción, en especial teniendo en cuenta [la] participación de productores que utilicen diferentes tecnologías y de agentes económicos que ofrezcan medidas con características técnicas de efecto equivalente, por ejemplo, relativas a la gestión de la demanda, interconexiones y almacenamiento». Esta disposición precisa igualmente que «las restricciones a la participación [de estos diversos actores] solo podrán justificarse sobre la base de la falta de rendimiento técnico necesario para abordar el problema de la adecuación de la producción».
D.

Sobre la Decisión impugnada
En la Decisión impugnada la Comisión estimó que la medida controvertida era una ayuda de Estado con arreglo al artículo 107 TFUE, apartado 1 (considerandos 109 a 115 de la Decisión impugnada).
En lo que atañe a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior, la Comisión indicó que había basado su apreciación en los requisitos establecidos en el punto 3.9 de las Directrices, que establece los requisitos específicos para la adecuación de la producción.
En el punto 3.3.1 de la Decisión impugnada, que lleva la rúbrica «Objetivo de interés común y necesidad de la ayuda», la Comisión expone lo siguiente:
«(118)
La Comisión estima que la medida contribuye a la realización de un objetivo de interés común y que es necesaria con arreglo a lo dispuesto en los puntos 3.9.1 y 3.9.2 de [las Directrices] [...]
(119)
En primer término, el Reino Unido ha establecido una metodología para identificar el problema de la adecuación. Los trabajos de modelización llevados a cabo por el Reino Unido ponen de manifiesto que el “enduring reliability adequacy standard” —indicador elegido para medir la adecuación de las capacidades de producción— podía alcanzar niveles críticos a partir de 2018‑2019. Los resultados son globalmente conformes a los publicados por ENTSO‑E [European Network of Transmission System Operators for Electricity; Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (“REGRT de Electricidad”)] en su último informe. [...]
(120)
El informe sobre la capacidad de National Grid fue examinado por un grupo de expertos técnicos independientes (en lo sucesivo, “GET”) nombrado por el Department of Energy and Climate Change [Ministerio de Energía y Cambio Climático, Reino Unido]. El 30 de junio de 2014, el Ministerio de Energía y Cambio Climático publicó el informe del GET sobre el análisis que sustentaba las recomendaciones de National Grid relativas a la cantidad de capacidad necesaria para las primeras subastas. El GET concluyó que el panorama global expuesto por National Grid y el enfoque modelizado adoptado por esta eran válidos en lo que respecta a sus principios y que National Grid había intentado tomar en consideración tanto datos de apoyo como las opiniones de las personas interesadas. No obstante, los miembros del GET estaban de acuerdo en que National Grid había mostrado una tendencia a adoptar una visión demasiado conservadora en lo que respecta a algunas hipótesis clave, en particular, la interconexión, lo que le había llevado a sobreestimar la cantidad de capacidad necesaria. El GET indicó igualmente que hipótesis menos conservadoras habrían bastado para que no fuera necesario crear nuevas capacidades de producción.
(121)
Las autoridades del Reino Unido explicaron que habían tomado en consideración las recomendaciones de National Grid y el informe del GET y habían examinado atentamente las diferencias de los respectivos análisis. [...] Habida cuenta de las pruebas presentadas, el Gobierno del Reino Unido decidió seguir las recomendaciones de National Grid, pues era el
system operator
.
(122)
En lo que respecta a la participación de la gestión de la demanda, el Reino Unido indicó que la celebración de las primeras subastas en diciembre de 2014 sería clave para obtener información acerca de la gestión de la demanda y su potencial. En respuesta al informe del GET, National Grid sugirió un proyecto común con la Energy Networks Association [Asociación de Redes de Energía] (incluidos los Distribution Network Operators [operadores de las redes de distribución]) para comprender la capacidad actual y la capacidad potencial que la gestión de la demanda podía aportar. Además, el Reino Unido elaboró disposiciones relativas a las subastas transitorias para fomentar el aumento de la gestión de la demanda de 2015 y [2016], y creó un proyecto piloto de [20 millones de GBP] en materia de eficacia energética [Electricity Demand Reduction pilot]. Por último, el Reino Unido explicó que examinaría los datos resultantes de las primeras subastas y que se aseguraría de que las curvas de demanda se ajustasen de manera adecuada, extremo que sería tenido en cuenta en el proceso Future Energy Scenario de National Grid para los informes sobre la capacidad eléctrica destinados a las futuras subastas.
[...]
(124)
La Comisión evaluó las iniciativas adoptadas por el Reino Unido para responder al informe del GET y estimó que algunas de las preocupaciones mencionadas por el GET eran graves, en particular, las estimaciones demasiado prudentes, según las cuales la interconexión tendría una contribución neta de cero durante los períodos de tensión en la red. [...]
(125)
La Comisión considera que [los compromisos adoptados por el Reino Unido] son suficientes para dar respuesta a las preocupaciones metodológicas existentes en lo que concierne a la contribución de la interconexión y a su estimación.
[...]
(128)
En cuarto lugar, la medida notificada podría tener como consecuencia el fomento de la producción a partir de combustibles fósiles. Sin embargo, tal como se indica en los considerandos 88 a 94, el Reino Unido prevé la aplicación o aplica medidas adicionales para poner remedio a las deficiencias del mercado identificadas. Estas medidas pretenden fomentar la gestión de la demanda, modificar los
cash-out arrangements
y promover un mayor nivel de interconexión. La Comisión estima que estas medidas alternativas deberían, pues, dar lugar a una reducción de las capacidades necesarias a efectos de la medida notificada. La Comisión indica asimismo que el Reino Unido propone medidas
ad hoc
para fomentar la producción con pocas emisiones de carbono (por ejemplo,
Contracts for Differences
) y ha adoptado normas de rendimiento rigurosas en materia de emisiones. En consecuencia, la Comisión estima que el Reino Unido ha explorado de manera suficiente los medios para atenuar los eventuales efectos negativos que la medida notificada podría tener en lo que concierne al objetivo de eliminación progresiva de las subvenciones perjudiciales para el medio ambiente. Además, la Comisión observa que la evaluación de la adecuación de las capacidades de producción, llevada a cabo anualmente, tiene en cuenta el volumen de producción, mientras que la contribución de los interconectores está abierta a todo tipo de proveedores de capacidades, incluidos los operadores de gestión de la demanda.
(129)
En lo que respecta al escrito remitido por los operadores de gestión de la demanda, la Comisión comparte la opinión del Reino Unido de que los contratos de capacidad de quince años pueden estar justificados en el caso de las nuevas centrales, mientras que las centrales existentes y los operadores de gestión de la demanda no se beneficiarían de manera significativa de contratos a largo plazo puesto que tienen menor necesidad de capital (por lo que la necesidad de garantizar la financiación reviste menos importancia) [...]. En consecuencia, la Comisión no considera que contratos más cortos vayan manifiestamente en detrimento de las centrales existentes y de los operadores de gestión de la demanda en comparación con las nuevas centrales. La medida es neutra desde el punto de vista tecnológico y por tanto no refuerza la posición de los productores que utilizan combustibles fósiles. La Comisión señala igualmente que el método de recuperación de costes sigue suponiendo un incentivo para reducir la demanda durante los períodos punta, al tiempo que resulta previsible para los proveedores de electricidad.»
En el punto 3.3.2 de la Decisión impugnada, que lleva la rúbrica «Idoneidad de la ayuda», la Comisión afirma lo siguiente:
«(130)
La Comisión estima que la medida es idónea, según lo requerido por el punto 3.9.3 de [las Directrices]. [...]
(131)
En primer término, la medida responde a las deficiencias del mercado identificadas, tal y como han sido recogidas en el cuadro 1. Además, la medida fue concebida para fomentar y completar los avances que se están produciendo en el mercado y para ser coherente con el mercado interior de la energía y con las políticas energéticas de la Unión Europea: es decir, el desarrollo de una gestión activa de la demanda, el aumento de la competencia y el incremento de la inversión en las capacidades de interconexión. [...]
–
El mercado de capacidad fomentará el desarrollo de una gestión activa de la demanda. Los recursos de gestión de la demanda podrán recibir pagos de capacidad y se introducirán medidas específicas para ayudar a desarrollar la capacidad de dicha industria, que aún está en sus comienzos. El mercado de capacidad fomentará la liquidez y la competencia (tanto en el mercado de capacidad como en el mercado de la electricidad).
[...]
(134)
En tercer término, la medida está abierta a los productores existentes y a los nuevos, a los operadores de almacenamiento y a los operadores de gestión de la demanda. El proceso de celebración de las subastas ha sido concebido para tener en cuenta los distintos plazos de ejecución necesarios para que la capacidad esté disponible. Los proveedores de capacidad pueden presentar ofertas para plazos de ejecución de uno o cuatro años, lo que debería responder a las necesidades de las nuevas centrales y a las necesidades de renovación de las centrales existentes.
[...]
(140)
En lo que respecta al escrito presentado por los operadores de gestión de la demanda, la Comisión observa que el hecho de excluir a los operadores de gestión de la demanda titulares de un contrato de capacidad conforme al régimen permanente de la participación en las subastas transitorias tiene como finalidad promover el desarrollo del sector de la gestión de la demanda. Además, habida cuenta del objetivo perseguido por la medida, la Comisión considera justificado que no se prevea una remuneración adicional por el ahorro en materia de pérdidas de transporte y distribución de electricidad realizado gracias a la gestión de la demanda.»
En el punto 3.3.5 de la Decisión impugnada, titulado «Limitación de los efectos negativos para la competencia y el comercio», la Comisión precisa lo siguiente:
«(149)
[...] la medida está abierta a todos los productores, operadores de gestión de la demanda y operadores de almacenamiento existentes y nuevos sometidos a los requisitos de participación enumerados en los considerandos 15 a 18. [...]»
II.

Procedimiento y pretensiones de las partes
Mediante demanda presentada en la Secretaría del Tribunal el 4 de diciembre de 2014, Tempus interpuso el presente recurso.
Mediante escrito presentado en la Secretaría del Tribunal el 15 de abril de 2015, el Reino Unido solicitó intervenir en el presente procedimiento en apoyo de las pretensiones de la Comisión. Mediante auto de 30 de junio de 2015, el Presidente de la Sala Octava del Tribunal admitió dicha intervención. El Reino Unido presentó su escrito de formalización de la intervención y las partes principales presentaron sus observaciones sobre este dentro de los plazos fijados.
Al haberse modificado la composición del Tribunal, el asunto se atribuyó a un nuevo Juez Ponente el 27 de abril de 2016.
A raíz de la modificación de la composición de las Salas del Tribunal, el Juez Ponente fue adscrito a la Sala Tercera, a la que, en consecuencia, se atribuyó el presente asunto.
Mediante diligencia de ordenación del procedimiento de 20 de diciembre de 2016, el Tribunal invitó a la Comisión a aportar la notificación de la medida controvertida que el Reino Unido le había remitido.
Mediante escrito presentado en la Secretaría del Tribunal el 13 de febrero de 2017, la Comisión aportó al Tribunal una versión no confidencial de la notificación remitida por el Reino Unido. Alegó que la notificación de que se trata era un documento confidencial, protegido por el artículo 339 TFUE, que no podía transmitirse a Tempus. Declaró que no podía transmitir dicho documento al Tribunal sobre la base de una diligencia de ordenación del procedimiento del artículo 90 del Reglamento de Procedimiento del Tribunal General, pero que, si el Tribunal le ordenaba aportar dicho documento en virtud del artículo 91 del Reglamento de Procedimiento del Tribunal General, daría cumplimiento inmediatamente a dicha diligencia de prueba.
Mediante auto de 9 de marzo de 2017 relativo a una diligencia de prueba consistente en la presentación de documentos, el Tribunal instó a la Comisión, en virtud de los artículos 91, letra b), 92, apartado 1, y 103, apartado 1, del Reglamento de Procedimiento del Tribunal General, a aportar la notificación de la medida controvertida que le había transmitido el Reino Unido. La Comisión dio cumplimiento a esta petición el 16 de marzo 2017.
Mediante diligencia de ordenación del procedimiento de 3 de abril de 2017, el Tribunal informó a la Comisión y al Reino Unido de su intención de aportar a los autos varios fragmentos de la notificación. El Tribunal les invitó a presentar observaciones acerca de la divulgación de dichos fragmentos. El Reino Unido y la Comisión presentaron sus observaciones acerca de la divulgación de tales fragmentos en los días 19 de abril de 2017 y 24 de abril de 2017 respectivamente.
El 5 de mayo de 2017, algunos fragmentos de la notificación, considerados pertinentes y no confidenciales, fueron aportados a los autos y transmitidos a Tempus (en lo sucesivo, «notificación»).
Mediante diligencia de ordenación del procedimiento de 5 de mayo de 2017, el Tribunal instó a todas las partes a responder a varias preguntas. En sustancia, el Tribunal preguntó a las partes acerca de varios apartados de las Directrices y de varios conceptos recogidos en ellos. Las partes hubieron de responder, en particular, a cuestiones acerca de la información disponible en el momento de la adopción de la Decisión impugnada en lo que respecta a la evaluación de la gestión de la demanda y su posible evolución tecnológica en lo que concierne a la seguridad de abastecimiento del Reino Unido. Por otro lado, se instó a la Comisión a precisar su postura acerca de varias afirmaciones contenidas en la Decisión impugnada y a indicar los elementos de que disponía cuando procedió a la apreciación de la medida controvertida. Además, el Tribunal instó a Tempus a ofrecer sus comentarios acerca de las afirmaciones realizadas por la Comisión en la dúplica, relativas al método de recuperación de los costes. El Tribunal instó asimismo a la Comisión a indicar los elementos en que había basado su evaluación de las necesidades de financiación de los operadores de gestión de la demanda y a Tempus a indicar cuáles habían sido las pruebas de dicha necesidad de financiación aportadas al Reino Unido y a la Comisión.
El 22 de mayo de 2017, las partes atendieron a esta diligencia.
Mediante sendos escritos presentados en la Secretaría del Tribunal los días 17 de mayo y 9 de junio de 2017, Tempus expuso sus observaciones acerca del informe para la vista.
Mediante escrito presentado en la Secretaría del Tribunal el 29 de junio de 2017, Tempus solicitó al Tribunal, alegando la necesidad de garantizar la igualdad de armas, que volviera a examinar el anexo B de la notificación, en el que la Comisión y el Reino Unido habían basado su respuesta a la diligencia de ordenación del procedimiento de 5 de mayo de 2017, y que determinase si otras partes de dicho anexo que todavía no hubieran sido divulgadas deberían comunicársele.
Mediante auto de 3 de julio de 2017 relativo a una diligencia de prueba consistente en la presentación de documentos, el Tribunal ordenó a la Comisión, con fundamento en los artículos 91, letra b), 92, apartado 1, y 103, apartado 1, del Reglamento de Procedimiento del Tribunal General, que aportara el referido anexo B de la notificación. La Comisión dio cumplimiento a dicho requerimiento el 4 de julio de 2017. El 6 de julio de 2017, dicho anexo, considerado pertinente y no confidencial por el Tribunal, fue aportado a los autos y transmitido a Tempus.
Tempus solicita al Tribunal que:
–
Anule la Decisión impugnada.
–
Condene en costas a la Comisión.
La Comisión solicita al Tribunal que:
–
Declare la inadmisibilidad del recurso o, con carácter subsidiario, lo desestime por infundado.
–
Condene en costas a Tempus.
El Reino Unido apoya las pretensiones de la Comisión y solicita que se desestime el recurso.
III.

Fundamentos de Derecho
A.

Sobre la admisibilidad
La Comisión recuerda, en su escrito de contestación, que, para ser admisible, el recurso de una parte interesada debe tener como finalidad garantizar el respeto de los derechos procesales que le confieren el articulo 108 TFUE, apartado 2, y el artículo 6, apartado 1, del Reglamento (CE) n.
o
659/1999 del Consejo, de 22 de marzo de 1999, por el que se establecen disposiciones de aplicación del artículo 108 [TFUE] (
DO 1999, L 83, p. 1
). Así pues, a su parecer, las alegaciones de Tempus relativas al primer motivo únicamente deben tenerse en cuenta en la medida en que con ellas se pretenda demostrar efectivamente que la Comisión no logró despejar todas las dudas a las que hubo de hacer frente en la fase previa de examen y que ello afectó a sus derechos procesales.
A este respecto, procede señalar que, con su alegación, la Comisión no pretende impugnar la admisibilidad del recurso en su totalidad, sino únicamente la parte del recurso que no tiene por objeto la defensa de los derechos procesales de Tempus. Además, en la vista, la Comisión admitió que las partes estaban de acuerdo en que Tempus podía defender sus derechos procesales. Procede señalar asimismo que la Comisión no precisó las alegaciones que, a su juicio, no debían tomarse en consideración por no guardar relación con los derechos procesales de Tempus.
Habida cuenta de las anteriores consideraciones, no cabe estimar las alegaciones de la Comisión en lo que concierne a la admisibilidad del primer motivo.
B.

Sobre el fondo
En su condición de parte interesada y con el fin de garantizar la plena protección de los derechos procesales que le confieren el artículo 108 TFUE, apartado 2, y el artículo 6, apartado 1, del Reglamento n.
o
659/1999, Tempus invoca dos motivos en apoyo de su recurso, basados, el primero, en la infracción del artículo 108 TFUE, apartado 2, y de otras normas jurídicas, y, el segundo, en la falta de motivación.
1.

Sobre el primer motivo, basado en la infracción del artículo 108 TFUE, apartado 2, en la violación de los principios de no discriminación, de proporcionalidad y de protección de la confianza legítima y en la apreciación errónea de los hechos
a)

Observaciones preliminares
Tal y como expusieron el Reino Unido en la notificación y la Comisión en la Decisión impugnada, la energía eléctrica disponible en dicho Estado miembro corre el riesgo de ser insuficiente para satisfacer los picos de demanda en un futuro próximo. Las instalaciones de generación más viejas van a cerrar próximamente y el mercado de la electricidad corre el riesgo de no ofrecer suficientes incentivos a los productores para incitarles a desarrollar nuevas capacidades de producción con el fin de compensar tales cierres. Según afirman, el mercado de electricidad tampoco ofrece incentivos suficientes a los consumidores para que reduzcan su demanda con el fin de poner remedio a esta situación. Así pues, el Reino Unido estimaba que era necesario crear un mercado de capacidad para garantizar la seguridad del abastecimiento.
El objetivo esencial de este mercado de capacidad es incitar a los proveedores de capacidad, es decir, en principio, tanto a los productores de electricidad (centrales eléctricas, incluidas las centrales que utilizan combustibles fósiles) como a los operadores de gestión de la demanda, que proponen retrasar o reducir el consumo, a tener en cuenta las dificultades que pueden surgir durante los picos de demanda. Así, aunque intervengan en niveles diferentes —la oferta en el caso de la producción y la demanda en el del consumo— los productores y los operadores de gestión de la demanda son elementos indispensables de la estructura y del modo de funcionamiento del mercado de capacidad previsto por el Reino Unido.
No obstante, según Tempus, la Comisión no podía considerar, tras un examen preliminar y habida cuenta de la información disponible en el momento de la adopción de la Decisión impugnada, que el mercado de capacidad no planteaba dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior. Tempus menciona, a este respecto, en su condición de operador de gestión de la demanda, siete aspectos del mercado de capacidad que suscitan otras tantas dudas en el sentido que el artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999 confiere a este término. Tempus aduce sustancialmente que el mercado de capacidad da preferencia a la producción frente a la gestión de la demanda de una manera discriminatoria y desproporcionada que va más allá de lo necesario para alcanzar los objetivos del régimen de ayudas y dar cumplimiento a las normas de la Unión Europea aplicables.
b)

Sobre el concepto de dudas y la decisión de la Comisión de incoar o no el procedimiento de investigación formal
Según se desprende del artículo 108 TFUE, apartado 3, si la Comisión considerare, tras haber sido informada de un proyecto dirigido a conceder ayudas, que dicho proyecto no es compatible con el mercado interior, iniciará sin demora el procedimiento previsto en el artículo 108 TFUE, apartado 2. En virtud del procedimiento previsto en esta última disposición, la Comisión tiene entonces la obligación de emplazar a los interesados para que presenten sus observaciones.
El artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999 indica a este respecto, en los siguientes términos, que si el proyecto notificado por el Estado miembro de que se trata concede efectivamente una ayuda, es la existencia o la inexistencia de «dudas» en cuanto a la compatibilidad de dicho proyecto con el mercado interior lo que permite a la Comisión decidir incoar o no el procedimiento de investigación formal tras su examen preliminar:
«1.   La Comisión procederá al examen de la notificación desde el momento de su recepción. [...]
2.   Cuando, tras un examen previo, la Comisión compruebe que la medida notificada no constituye una ayuda, lo declarará mediante decisión.
3.   Si, tras un examen previo, la Comisión comprueba que la medida notificada, en tanto en cuanto esté comprendida en el ámbito de aplicación del apartado 1 del artículo [107 TFUE], no plantea dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado [interior], decidirá que la medida es compatible con el mercado [interior] (denominada [...] “decisión de no formular objeciones”). La decisión especificará la excepción del Tratado que haya sido aplicada.
4.   Si, tras un examen previo, la Comisión comprueba que la medida notificada plantea dudas sobre su compatibilidad con el mercado común, decidirá incoar el procedimiento contemplado en el apartado 2 del artículo [108 TFUE] (denominada [...] “decisión de incoar el procedimiento de investigación formal”).»
Por su parte, el artículo 6 del Reglamento n.
o
659/1999 detalla las modalidades del procedimiento de investigación formal:
«1.   La decisión de incoar el procedimiento de investigación formal deberá resumir las principales cuestiones de hecho y de derecho, incluir una valoración inicial de la Comisión en cuanto al carácter de ayuda de la medida propuesta y exponer las dudas sobre su compatibilidad con el mercado [interior]. En dicha decisión se invitará al Estado miembro interesado y a las demás partes interesadas a presentar sus observaciones en un plazo determinado que por lo general no será superior a un mes. [...]
2.   Las observaciones recibidas se comunicarán al Estado miembro interesado. [...] El Estado miembro interesado podrá replicar a las observaciones presentadas [...]».
En el procedimiento de control de las ayudas de Estado debe distinguirse, por una parte, la fase previa de examen de las ayudas, establecida en el artículo 108 TFUE, apartado 3, y regulada, en particular, por el artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999, que solo tiene por objeto permitir a la Comisión formarse una primera opinión sobre la compatibilidad parcial o total de la ayuda controvertida y, por otra, la fase de examen formal del artículo 108 TFUE, apartado 2, regulada, en particular, por el artículo 6 del Reglamento n.
o
659/1999, cuya finalidad es permitir a la Comisión obtener una información completa sobre el conjunto de los datos del asunto (véase la sentencia de 15 de abril de 2008, Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, apartado
y jurisprudencia citada).
La Comisión puede limitarse a la fase previa establecida en el artículo 108 TFUE, apartado 3, para adoptar una decisión favorable a una ayuda si adquiere la convicción, tras el primer examen, de que el proyecto de que se trata es compatible con el Tratado. Sin embargo, si este primer examen lleva a la Comisión a la convicción opuesta, o bien si no le permite superar todas las dificultades planteadas por la apreciación de la compatibilidad de la medida examinada con el mercado interior, tiene el deber de recabar todas las opiniones necesarias y de iniciar, para ello, el procedimiento del artículo 108 TFUE, apartado 2 (véase la sentencia de 15 de abril de 2008, Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, apartados
y
y jurisprudencia citada).
En lo que atañe al concepto de «dudas» acerca de compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior, contenido en el artículo 4, apartados 3 y 4, del Reglamento n.
o
659/1999, la jurisprudencia ha definido tres requisitos para delimitar la apreciación de la Comisión.
En primer término, este concepto tiene carácter exclusivo. De este modo, la Comisión no puede negarse a incoar el procedimiento de investigación formal invocando otras circunstancias, tales como el interés de terceros, consideraciones de economía procesal o cualquier otro motivo de conveniencia administrativa o política (véanse, en este sentido, las sentencias de 10 de febrero de 2009, Deutsche Post y DHL International/Comisión,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, apartado
y jurisprudencia citada, y de 10 de julio de 2012, Smurfit Kappa Group/Comisión,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, apartado
).
En segundo término, del artículo 4, apartado 4, del Reglamento n.
o
659/1999 se desprende, en particular, que, cuando la Comisión no logra disipar todas las dudas existentes en el sentido de esta disposición, tiene la obligación de incoar el procedimiento formal. No dispone, a este respecto, de ninguna facultad discrecional (véanse, en este sentido, las sentencias de 22 de diciembre de 2008, British Aggregates/Comisión,
C‑487/06 P
,
EU:C:2008:757
, apartado
y jurisprudencia citada, y de 10 de julio de 2012, Smurfit Kappa Group/Comisión,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, apartado
y jurisprudencia citada).
En tercer término, el concepto de dudas recogido en el artículo 4, apartados 3 y 4, del Reglamento n.
o
659/1999 tiene carácter objetivo. La existencia de tales dudas debe buscarse tanto en las circunstancias en que se adoptó el acto impugnado como en su contenido, de forma objetiva, relacionando la motivación de la decisión con los elementos de que podía disponer la Comisión cuando se pronunció sobre la compatibilidad de las ayudas controvertidas con el mercado interior. De ello se deduce que el control de legalidad que realiza el Tribunal acerca de la existencia de tales dudas excede, por naturaleza, la búsqueda del error manifiesto de apreciación (véanse, en este sentido, las sentencias de 2 de abril de 2009, Bouygues y Bouygues Télécom/Comisión,
C‑431/07 P
,
EU:C:2009:223
, apartado
, y de 10 de julio de 2012, Smurfit Kappa Group/Comisión,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, apartado
y jurisprudencia citada).
En este contexto, al controlar la legalidad de la decisión de la Comisión de no formular objeciones, el Tribunal ha de examinar las alegaciones invocadas por Tempus para demostrar que, después del examen previo, la medida notificada planteaba dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior en el sentido del artículo 4, apartados 3 y 4, del Reglamento n.
o
659/1999, por lo que debería haberse adoptado una decisión de incoar el procedimiento de investigación formal. Tal examen reviste más importancia si cabe para Tempus puesto que dichas alegaciones corresponden esencialmente a las que habría podido formular como parte interesada haciendo uso de sus derechos procesales en el procedimiento de investigación formal previsto en el artículo 108 TFUE, apartado 2, si tal procedimiento hubiese sido incoado, derechos procesales que, a su parecer, se han vulnerado en el caso de autos.
A tal efecto, Tempus soporta la carga de la prueba, que puede establecer a partir de un conjunto de indicios concordantes, relativos, por un lado, a las circunstancias y a la duración del procedimiento de examen previo y, por otro lado, al contenido de la Decisión impugnada (véase, en este sentido, la sentencia de 10 de febrero de 2009, Deutsche Post y DHL International/Comisión,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, apartado
). En particular, el carácter insuficiente o incompleto del examen realizado por la Comisión durante el procedimiento de examen previo constituye un indicio de la existencia de dudas en el sentido del artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999 (véase la sentencia de 10 de julio de 2012, Smurfit Kappa Group/Comisión,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, apartado
y jurisprudencia citada). Pues bien, en su condición de parte interesada, Tempus no dispone de competencias de investigación ni, en principio, de capacidades de investigación comparables a aquellas de las que dispone la Comisión, quien puede solicitar si lo estima necesario la cooperación del Estado miembro de que se trate para llevar a cabo el examen de la medida notificada.
En consecuencia, en el caso de autos y según se desprende de los apartados 79 a 82 posteriores, en una fase del procedimiento en la que aún no se ha instado a las partes interesadas a presentar sus observaciones mediante una decisión de incoar el procedimiento de investigación formal, basta con que Tempus exponga los motivos por los que estima, a la luz de la Decisión impugnada, que la Comisión debería haber tenido dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior. Por tanto, no ha de aportar todas las pruebas que demuestren la incompatibilidad del régimen de ayudas notificado.
A este respecto, procede recordar que, para proceder a un examen suficiente a la luz de las normas aplicables en materia de ayudas de Estado, la Comisión no ha de limitar su análisis a los elementos contenidos en la notificación de la medida controvertida. Puede, y, en su caso, debe, recabar información pertinente que le permita disponer, en el momento de la adopción de la Decisión impugnada, de elementos de evaluación que puedan razonablemente considerarse suficientes y claros a los efectos de la apreciación a la que ha de proceder. A título de ejemplo, el Tribunal ha declarado que la Comisión había realizado un examen «activo y diligente» de la compatibilidad de una ayuda puesto que se había preguntado sobre la procedencia de las alegaciones formuladas por el Estado miembro (véase, en este sentido, la sentencia de 10 de diciembre de 2008, Kronoply y Kronotex/Comisión,
T‑388/02
, no publicada,
EU:T:2008:556
, apartado
); en cambio, en otro asunto consideró que tal examen era «insuficiente» puesto que no había obtenido información que le permitiera apreciar una medida (véase, en este sentido, la sentencia de 10 de febrero de 2009, Deutsche Post y DHL International/Comisión,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, apartados
y
).
En consecuencia, para probar la existencia de dudas en el sentido del artículo 4, apartado 4, del Reglamento n.
o
659/1999, basta con que Tempus demuestre que la Comisión no ha investigado ni examinado, de manera diligente e imparcial, todos los elementos pertinentes para dicho análisis, o que no los ha tenido debidamente en cuenta a efectos de eliminar toda duda en cuanto a la compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior.
Además, según reiterada jurisprudencia, la legalidad de una decisión en materia de ayudas de Estado se debe examinar en función de la información de que podía disponer la Comisión en el momento en que la adoptó (véase, en este sentido, la sentencia de 15 de abril de 2008, Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, apartados
y
y jurisprudencia citada). Pues bien, la información de que la Comisión «podía disponer» incluye aquellos datos que resultan pertinentes para la apreciación que esta institución ha de llevar a cabo con arreglo al artículo 108 TFUE, apartados 2 y 3, y al artículo 4, apartado 3 o 4, del Reglamento n.
o
659/1999.
Así pues, con el fin de demostrar la existencia de dudas en cuanto a la compatibilidad de la ayuda con el mercado interior, Tempus puede invocar toda información pertinente de que la Comisión dispusiera o pudiera disponer en la fecha en la que adoptó la Decisión impugnada. Asimismo, el Tribunal puede tener en cuenta, a efectos del control de legalidad que ha de llevar a cabo a este respecto, todo elemento de información mencionado en la Decisión impugnada en apoyo de la apreciación realizada por el Comisión.
En el caso de autos, procede pues verificar si, habida cuenta de la información disponible en el momento de la adopción de la Decisión impugnada, los elementos invocados por Tempus ante al Tribunal podían plantear dudas en cuanto a la compatibilidad total o parcial de la medida notificada con el mercado interior, lo que habría obligado a la Comisión a incoar el procedimiento de investigación formal, sin perjuicio del ulterior ejercicio por dicha institución de su facultad de apreciación de la compatibilidad de la referida medida con el mercado interior a raíz de la incoación del tal procedimiento.
c)

Sobre la duración de las conversaciones mantenidas entre el Estado miembro y la Comisión y las circunstancias que rodearon a la adopción de la Decisión impugnada
Tempus subraya la importancia de las cuestiones que la Comisión debía examinar en el presente asunto, que era el primer procedimiento de investigación relativo a un mercado de capacidad y a la aplicación de las Directrices. Afirma que, en el presente asunto, la duración de las conversaciones mantenidas entre el Reino Unido y la Comisión antes de la notificación va más allá de lo necesario para la adopción de una decisión de no formular objeciones y constituye un indicio de la existencia de dudas. Tempus señala asimismo que resulta paradójico que la Comisión considerase, por un lado, que no era necesario incoar un procedimiento de investigación formal acerca del primer mercado de capacidad notificado y que estimase, por otro lado, que procedía llevar a cabo, a continuación, sobre este particular, la primera investigación sectorial jamás realizada en materia de ayudas de Estado con el fin de «comprender mejor dichas medidas y garantizar la observancia de las normas de la Unión» y de llegar a «las partes interesadas a las que no se escucha en el marco de los procedimientos ordinarios en materia de ayudas de Estado» [véase la Decisión C(2015) 2814 final de la Comisión, de 29 de abril de 2015, por la que se inicia una investigación acerca de los mecanismos de capacidad en el sector de la energía de conformidad con el artículo 20
bis
del Reglamento n.
o
659/1999, y el comunicado de prensa correspondiente].
La Comisión responde que, al no haberse presentado una denuncia, únicamente cuenta la fecha de la notificación para determinar si la duración del procedimiento de examen previo puede suscitar dudas. Pues bien, a su parecer, dado que ese procedimiento duró menos de dos meses, dicha duración no demuestra la existencia de dudas, sino que más bien pone de manifiesto su inexistencia. Añade que, en todo caso, puesto que el mercado de capacidad se concibió en el marco de una consulta pública nacional que finalizó poco antes de la notificación, las posibles conversaciones entre el Reino Unido y la Comisión anteriores a la notificación carecen necesariamente de pertinencia para saber si la Comisión podía albergar dudas acerca de la medida finalmente notificada. En lo que concierne a la paradoja mencionada por Tempus, la Comisión aduce que la legalidad de la Decisión impugnada se aprecia a la luz de la información disponible en el momento en que la adopta, sin que puedan tenerse en cuenta, por un «efecto psicológico», decisiones adoptadas posteriormente. En todo caso, sostiene que la ulterior decisión de incoar una investigación sectorial sobre los mecanismos de capacidad en Estados miembros distintos del Reino Unido tenía como finalidad «comprender mejor la existencia y el funcionamiento [de dichos] mecanismos». En lo que respecta al mercado de capacidad del Reino Unido, ya había alcanzado dicha comprensión gracias al examen particular de la medida notificada.
Por su parte, el Reino Unido sostiene que la duración de las conversaciones anteriores a la notificación no pone de manifiesto la existencia de dudas.
A tenor del artículo 108 TFUE, apartado 3, «la Comisión será informada de los proyectos dirigidos a conceder o modificar ayudas con la suficiente antelación para poder presentar sus observaciones». Esta obligación de notificación permite a la Comisión ejercer su control previo de todo proyecto de ayuda. En efecto, según se desprende del artículo 4, apartado 1, del Reglamento n.
o
659/1999 «la Comisión procederá al examen de la notificación desde el momento de su recepción». El artículo 4, apartado 5, del Reglamento n.
o
659/1999 precisa igualmente que la Comisión dispone de un «plazo de dos meses», que «comenzará a contar a partir del día siguiente a la recepción de la notificación completa», para adoptar una decisión tras el examen previo de la notificación prevista en el artículo 108 TFUE, apartado 3, con el fin de, en su caso, incoar el procedimiento de investigación formal previsto en el artículo 108 TFUE, apartado 2, si la medida notificada plantea dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior.
A este respecto, procede recordar que la amplitud del ámbito de investigación objeto del examen previo de la Comisión y la complejidad del expediente pueden indicar que el procedimiento de que se trate excedió en gran medida de lo que normalmente es necesario para un primer examen efectuado en el marco de las disposiciones del artículo 108 TFUE, apartado 3. Esa circunstancia constituye un indicio acreditativo de la existencia de dudas en el sentido del artículo 4, apartado 3 o 4, del Reglamento n.
o
659/1999 (véase la sentencia de 7 de noviembre de 2012, CBI/Comisión,
T‑137/10
,
EU:T:2012:584
, apartado
y jurisprudencia citada).
En el caso de autos es preciso declarar que la medida notificada es significativa, compleja y nueva.
En efecto, en primer término, en la Decisión impugnada la Comisión autorizó la ejecución de un régimen de ayudas plurianual durante un período de diez años (véanse los considerandos 6 y 162 de la Decisión impugnada). Los importes a los que se aplica dicho régimen son particularmente elevados, pues oscilan entre 900 millones y 2600 millones de GBP por año (véase el considerando 7 de la Decisión impugnada), esto es, entre 8100 y 23400 millones de GBP en un período de 10 años, tal y como confirmó la Comisión en la vista. Así, para el período 2018‑2019, primer año de entrega previsto del mercado de capacidad, el Reino Unido había anunciado que tenía la intención de subastar una capacidad total de 53,3 gigavatios (GW).
En segundo término, tanto la definición como la ejecución de dicho régimen de ayudas son complejas. Los supuestos expuestos para justificar la existencia de este son numerosos y se basan en probabilidades (véanse los considerandos 79 a 82 de la Decisión impugnada). Son varias las categorías de operadores a las que afecta, según modalidades que pueden variar de una categoría a otra y que han de cumplir ciertos criterios para ser seleccionadas (véanse los considerandos 15 a 27 de la Decisión impugnada). Se definen distintos mecanismos de subasta que se desarrollan en varias etapas (véanse, en particular, los considerandos 28 a 51 de la Decisión impugnada). Esta medida puede producir efectos significativos y duraderos en el tiempo, que pueden ir potencialmente más allá del período de diez años para el que ha sido autorizada, habida cuenta de que permite a algunos proveedores de capacidad celebrar contratos de una duración superior a quince años en el marco de cada subasta T‑4 anual (véase el considerando 57 de la Decisión impugnada). En particular, estos efectos conciernen, tanto directa como indirectamente y a largo plazo, a los productores existentes y nuevos y a los operadores de gestión de la demanda.
En tercer término, tal como afirma Tempus, y como expuso el vicepresidente de la Comisión encargado de la competencia cuando resumió en un comunicado de prensa el contenido de la Decisión impugnada, se trata de la primera vez que la Comisión evalúa un mercado de capacidad a la luz de las Directrices. Por lo tanto, la medida controvertida también es nueva en lo que concierne a su objeto y a sus futuras implicaciones.
Procede mencionar asimismo —tal como hizo Tempus y con la única finalidad de subrayar la complejidad y la novedad de las cuestiones a las que la Comisión debía hacer frente en el presente asunto— tanto la incoación de una investigación sectorial relativa a los mercados de capacidad como la posterior incoación, en algunos casos y por razones inherentes a cada asunto, de procedimientos de investigación formal relativos a los mercados de capacidad previstos en otros Estados miembros. No obstante, dado que estos sucesos son posteriores al momento en que la Comisión adoptó la Decisión impugnada, no pueden influir en la apreciación del Tribunal sobre la legalidad de la Decisión impugnada.
No obstante, en el caso de autos, la Comisión consideró el 23 de julio de 2014, tras haber procedido a un examen previo de un mes de duración, que la medida notificada por el Reino Unido el 23 de junio de 2014 no planteaba dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior y podía ser objeto de una decisión de no formular objeciones. Durante ese procedimiento no se invitó a los distintos proveedores de capacidad a presentar observaciones, puesto que la Comisión no lo consideró necesario.
En contra de lo que aduce la Comisión, habida cuenta de las circunstancias del presente asunto, el hecho de que el examen previo únicamente durase un mes no permite considerar que se trate de un indicio probatorio del que se deduzca la ausencia de dudas tras el primer examen de la medida controvertida. En efecto, tal como expone Tempus, también ha de tenerse en cuenta la duración y el contenido de los contactos que tuvieron lugar entre el Reino Unido y la Comisión antes de la notificación de la medida. Si bien tales contactos no son inusuales, sino más bien fomentados por la Comisión, en el caso de autos presentan ciertas características que ponen de manifiesto la complejidad y la novedad de la medida en cuestión.
Con carácter preliminar, procede señalar que la fase previa a la notificación, derivada de la experiencia adquirida por la Comisión con la tramitación de procedimientos de control de las ayudas de Estado, fue introducida en el código de buenas prácticas para los procedimientos de control de las ayudas estatales, adoptado por la Comisión el 16 de junio de 2009 (
DO 2009, C 136, p. 13
; en lo sucesivo, «código de buenas prácticas»). Aun cuando, como dispone el apartado 8 del código de buenas prácticas, este no modifica cualesquiera derechos u obligaciones establecidos en el Tratado FUE y en los distintos reglamentos que regulan los procedimientos relativos a las ayudas de Estado, dicho código permite precisar el objeto, la duración y las modalidades de esos contactos informales.
Así, según el apartado 10 del código de buenas prácticas, la fase previa a la notificación ofrece a los servicios de la Comisión y al Estado miembro la posibilidad de discutir antes de la notificación de forma oficiosa y confidencial los aspectos jurídicos y económicos de un proyecto propuesto, lo que incrementa la calidad y exhaustividad de las notificaciones. Con ello, esta fase simplifica el camino para una tramitación más rápida de las notificaciones, tras su presentación formal a la Comisión.
Tal como pone de manifiesto el código de buenas prácticas, la fase previa a la notificación tiene como finalidad facilitar la notificación del proyecto previsto con el fin de permitir a la Comisión proceder, en las mejores condiciones posibles, en cuanto haya recibido dicha notificación, a su examen previo. En efecto, de conformidad con el artículo 2, apartado 2, del Reglamento n.
o
659/1999, la notificación facilitará toda la información necesaria para que la Comisión pueda adoptar una decisión con arreglo a los artículos 4 (decisiones sobre el examen previo de la notificación) y 7 (decisiones de concluir el procedimiento de investigación formal) de dicho Reglamento.
Así pues, el objetivo esencial de la fase previa a la notificación consiste en reducir el riesgo de que la notificación pueda considerarse incompleta, lo que retrasaría el procedimiento de examen del proyecto notificado. Con arreglo al artículo 5, apartado 1, del Reglamento n.
o
659/1999, la Comisión puede solicitar la información adicional que considere necesaria durante la fase de examen previo si considera que la información facilitada es incompleta.
En cambio, la fase previa a la notificación no tiene como finalidad, sobre todo cuando se trata de un caso particularmente nuevo o complejo, apreciar la compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior. La Comisión indica asimismo en el apartado 16 del código de buenas prácticas que, en tal caso, sus servicios no proporcionarán en principio, al final de la fase previa a la notificación, una «evaluación preliminar informal» acerca de la conformidad del proyecto de notificación y de la compatibilidad, a primera vista, del proyecto previsto con el mercado interior. En todo caso, una indicación de este tipo realizada por la Comisión en el marco de los contactos informales y previos que tengan lugar en la fase previa a la notificación no puede considerarse una toma de posición oficial de dicha institución adoptada tras examinar la notificación.
En efecto, tal y como se afirma en el artículo 4, apartado 1, del Reglamento n.
o
659/1999, la Comisión únicamente procederá al examen de la notificación a partir de la recepción de esta. Por tanto, una afirmación anterior acerca del carácter más o menos completo de la notificación del proyecto previsto a la luz de las normas aplicables no puede asimilarse a una apreciación realizada en el marco de los procedimientos de control de las ayudas de Estado previstas por el Tratado FUE y por el Reglamento n.
o
659/1999. La Comisión no puede confundir la fase, eventualmente anterior, de preparación de la notificación, con la de su examen, preliminar inicialmente, y si es preciso, formal a continuación, si resulta necesario permitirle obtener toda la información que precise para evaluar la compatibilidad de la ayuda y recabar, a tal efecto, las observaciones de las partes interesadas.
En este contexto se desprende, en primer lugar, de la notificación, que la fase previa a la notificación, que engloba los contactos previos a la notificación celebrados entre la Comisión y el Estado miembro de que se trata, fue significativamente más larga que el período de dos meses previsto, por regla general, por el código de buenas prácticas.
En efecto, el Gobierno del Reino Unido comenzó a trabajar en la creación de un mercado de capacidad en el año 2010. Dicho Estado miembro informó a la Comisión del contenido de la medida prevista en el mes de diciembre de 2012, esto es, 18 meses antes de que la Comisión procediera al examen previo de la notificación con arreglo al artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999.
En el marco de estos contactos informales, la Comisión planteó al Reino Unido una primera serie de preguntas relativas a esta medida, a las que el Reino Unido respondió en julio de 2013.
De la notificación se desprende igualmente que, el 25 de marzo de 2014, la Comisión planteó al Reino Unido una segunda serie de preguntas. En esas 47 preguntas, la Comisión solicitaba al Reino Unido, entre otras cosas, que aportase información acerca del papel de la interconexión, las posibilidades que se ofrecían a la gestión de la demanda de participar en el mercado de capacidad o las distintas duraciones de los contratos propuestos a los productores. A título de ejemplo, en la pregunta n.
o
32, la Comisión pedía al Reino Unido que indicase si los operadores de gestión de la demanda podrían participar en el marcado de capacidad y qué trato se les dispensaría. Asimismo, en la pregunta n.
o
33, la Comisión deseaba saber en qué medida la capacidad interconectada sería tenida en cuenta. El 31 de marzo de 2014, el Reino Unido respondió a estas preguntas y comunicó a la Comisión una versión actualizada de la medida prevista.
Tal y como pone de manifiesto un escrito del Reino Unido de 27 de junio de 2014 aportado por la Comisión ante el Tribunal, el 17 de junio de 2014 la Comisión informó al Reino Unido, «tras una apreciación preliminar» —realizada fuera del marco formal establecido en el artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999, puesto que el examen previo únicamente comienza a partir de la recepción de la notificación—, de que consideraba, a la luz de las Directrices, que, a primera vista, el mercado de capacidad era compatible con el artículo 107 TFUE, apartado 3, letra c).
Ese mismo 17 de junio de 2014, la Comisión transmitió al Reino Unido una tercera serie de preguntas relativas, en particular, al efecto incentivador de la medida prevista, a la proporcionalidad y a las eventuales discriminaciones entre proveedores de capacidad. El Reino Unido respondió a esas preguntas directamente en la notificación, en particular, en el anexo H que acompañaba a esta, y realizó un resumen de dichas respuestas en su escrito de 27 de junio de 2014 anteriormente mencionado.
Pues bien, en virtud de las Directrices (véanse, en particular, los apartados 3.9.4, 3.9.5 y 3.9.6), procede señalar que las cuestiones del efecto incentivador, de la proporcionalidad y de la existencia de un eventual trato discriminatorio forman parte de los elementos que han de apreciarse necesariamente en el marco del examen de la compatibilidad de una medida de ayuda destinada a la adecuación de las capacidades, como la controvertida. Dicho de otro modo, la Comisión ya consideraba en esa fase, incluso antes de realizar el examen previo de conformidad con el Reglamento n.
o
659/1999, incurriendo en contradicción y aunque tal «evaluación preliminar informal» y no vinculante únicamente estaba prevista en el apartado 16 del código de buenas prácticas para los casos particularmente nuevos y complejos, que la medida prevista era a primera vista compatible con las normas aplicables, si bien consideraba necesario solicitar en paralelo información acera de las cuestiones clave de tal examen.
En segundo lugar, paralelamente a las conversaciones antes mencionadas entre el Reino Unido y la Comisión, dicho Estado miembro organizó, del 10 de octubre al 24 de diciembre de 2013, una consulta pública nacional relativa al mercado de capacidad previsto. No obstante, dicha consulta no se refería a la cuestión de la compatibilidad de dicha medida a la luz de las normas aplicables a las ayudas de Estado. Se limitaba tan solo a evocar la necesidad de una autorización previa de la Comisión antes de ejecutar la medida prevista.
A este respecto, no puede considerarse, como se desprende en ocasiones de las alegaciones formuladas por el Reino Unido y por la Comisión, que tal consulta nacional pueda asimilarse a un procedimiento que permita a las partes interesadas presentar sus observaciones, como habrían podido hacer si la Comisión hubiera incoado el procedimiento de investigación formal. En efecto, en el marco de los procedimientos de control de las ayudas de Estado, el Estado miembro interesado, aquel que concede la ayuda, no puede substituir a la Comisión, que debe, en su condición de guardiana de los tratados y de conformidad con el artículo 108 TFUE, examinar todos los proyectos mediante los que se pretenda conceder ayudas. Incumbe a la Comisión y no al Estado miembro recabar —cuando corresponde y en el marco del procedimiento previsto a tal efecto— toda la información necesaria para evaluar la compatibilidad de la ayuda. Asimismo, es ante la Comisión y no ante el Estado que confiere la ayuda que las partes interesadas han de presentar sus observaciones si estiman que ello es necesario para permitir a la Comisión pronunciarse con pleno conocimiento de causa acerca de la compatibilidad de la ayuda.
En tercer lugar, aunque la Comisión estime que no ha recibido denuncias (véase el anterior apartado 75), de la notificación y de la Decisión impugnada se desprende que tres tipos de operadores quisieron presentar directamente y de manera espontánea sus observaciones acerca de la compatibilidad de la ayuda ante la Comisión, a la luz de la información de que disponían en el momento de intervenir.
Así, en los días 30 de mayo y 26 de junio de 2014, la Comisión recibió observaciones de un proveedor de servicios de equilibrado en las que alegaba que la ayuda era incompatible con las Directrices (véanse los considerandos 96 y 97 de la Decisión impugnada).
Asimismo, el 9 de junio de 2014, la Comisión recibió observaciones de la UK Demand Response Association (UKDRA, Asociación de Gestión de la Demanda del Reino Unido) en las que se alegaba igualmente que la medida prevista era contraria a las Directrices. En particular, la UKDRA mencionaba la distinta duración de los contratos de los operadores de gestión de la demanda y de los productores, la exclusión mutua entre la participación en las subastas transitorias y en las subastas permanentes, el método de recuperación de los costes del mercado de capacidad y el hecho de que no se tuviera en cuenta el efecto de la gestión de la demanda sobre los costes de transporte y de distribución de la electricidad. La UKDRA indicaba asimismo que, desde la consulta nacional efectuada por el Reino Unido, el proyecto previsto había sido modificado sustancialmente con el fin, en particular, de fomentar la producción de electricidad a partir de combustibles fósiles (véanse los considerandos 101 y 102 de la Decisión impugnada).
Por último, los días 25 de junio y 3 de julio de 2014, la Comisión recibió varios escritos enviados por un operador que había adquirido centrales existentes. Dicho operador alegaba que la diferencia de trato entre las centrales existentes y las centrales nuevas —debido, en particular, a que, a diferencia de estas últimas, las primeras únicamente podían acceder a contratos de un año— no era conforme al Derecho de la Unión (véanse los considerandos 98 a 100 de la Decisión impugnada).
El Reino Unido comunicó a la Comisión sus observaciones en respuesta a estas intervenciones en el anexo I que acompañaba a la notificación. El Reino Unido indicaba a este respecto que respondía a las alegaciones formuladas en las dos «denuncias» que la Comisión había adjuntado a la tercera serie de preguntas formuladas el 17 de junio de 2014, a saber, las presentadas en los días 30 de mayo de 2014 y 9 de junio de 2014, así como a las alegaciones formuladas en «otra denuncia» que, según el Reino Unido, sería presentada en breve ante la Comisión por un operador que había adquirido centrales existentes (véanse los considerandos 103 a 107 de la Decisión impugnada, bajo la rúbrica «Observaciones del Reino Unido»). Además, en un correo electrónico de 28 de junio de 2014 remitido a la Comisión, el Reino Unido aportó, por un lado, entre otros elementos relativos a la duración de los contratos, a la gestión de una red de almacenamiento y a la energía nuclear, un cuadro en el que se recapitulaban las diferencias de trato entre proveedores de capacidad, y recordó, por otro lado, que «la notificación inclu[ía] información adicional para cada una de las denuncias, principalmente en el anexo I».
De cuanto antecede se desprende que la duración de la fase previa a la notificación fue considerablemente superior al período de dos meses previsto, como regla general, en el código de buenas prácticas.
Se deriva igualmente de ello que la medida prevista no solo planteaba, desde el principio, varias dificultades que la Comisión ya había detectado en la fase previa a la notificación, sino que además seguía planteando tales dificultades al final de esa fase. En efecto, más de un año después de los contactos informales, la Comisión interrogó al Reino Unido acerca del papel de la interconexión, el estatuto de la gestión de la demanda y las diferencias de trato entre productores. Asimismo, tras ese procedimiento informal, la Comisión solicitó al Reino Unido precisiones acerca de varios extremos evocados en las Directrices, que constituían el marco del análisis de la medida prevista que iba a entrar en vigor.
No obstante, en esa fase del procedimiento la Comisión consideró, a pesar de que iba a iniciar el examen previo de la notificación y de que tres tipos de operadores distintos le habían transmitido sus preocupaciones acerca de la compatibilidad de la medida prevista con el mercado interior, que no albergaba dudas y que, por tanto, no era necesario solicitar observaciones a las partes interesadas acerca de las distintas elecciones realizadas por el Reino Unido en la notificación.
En tales circunstancias, la duración, las circunstancias que rodearon a la fase previa a la notificación —que ponen de manifiesto la existencia de dificultades ocasionadas por la necesidad de recabar información pertinente para permitir a la Comisión examinar la notificación del régimen de ayudas a la luz de las disposiciones pertinentes del Tratado FUE, del Reglamento n.
o
659/1999 y de las Directrices— y la variedad de observaciones presentadas en relación con este régimen de ayuda por tres tipos de operadores distintos no permiten considerar que la corta duración del procedimiento de examen previo sea un indicio de la inexistencia de dudas en cuanto a la compatibilidad de ese régimen con el mercado interior, sino que parece ser, más bien, un indicio de la existencia de tales dudas.
Además, de los autos no se desprende que, durante el mes dedicado al examen previo de la notificación, la Comisión hubiese llevado a cabo una instrucción particular del expediente en lo que respecta al papel de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad. En efecto, el único documento aportado sobre este particular por la Comisión al Tribunal es el correo electrónico del Reino Unido de 28 de junio de 2014 (véase el anterior apartado 105). En dicho correo electrónico, el Reino Unido expuso, en particular, en un cuadro, las diferencias de trato entre proveedores de capacidad, en respuesta a las preocupaciones expuestas a este respecto, posiblemente por el operador que había adquirido centrales existentes. La Decisión impugnada no recoge formalmente este intercambio de correspondencia, y tampoco demuestra que, tras la recepción de dicho cuadro o de otros elementos contenidos en el referido correo electrónico, la Comisión se hubiera preguntado acerca del contenido de dichos elementos en lo que respecta al papel de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad o hubiera interrogado al respecto nuevamente al Reino Unido o a las partes interesadas. En todo caso, el referido cuadro se limita a sintetizar las diferencias que existen, en el mercado de capacidad expuesto en la notificación, entre los tres tipos de operadores siguientes: en primer término, las centrales existentes y las centrales renovadas; en segundo término, las centrales nuevas, y, en tercer término, los operadores de gestión de la demanda. Dicho documento no ofrece elementos que permitan demostrar que la Comisión llevó a cabo una apreciación autónoma a la luz de los criterios definidos en las Directrices (véanse, a este respecto, los apartados 117 y siguientes posteriores).
Por consiguiente, de cuanto antecede se desprende, en lo que concierne a la duración de las conversaciones entre el Estado miembro y la Comisión y a las circunstancias que rodearon a la adopción de la Decisión impugnada, que la medida notificada es significativa, compleja y nueva, y que dio lugar a una larga fase previa a la notificación, en la cual la Comisión formuló numerosas preguntas al Reino Unido con el fin de obtener clarificaciones importantes, en particular en lo que concierne a la apreciación de dicha medida a la luz de las Directrices. De ello se deduce igualmente que diferentes operadores que debían beneficiarse de la referida medida la impugnaban en lo que concierne a tres aspectos.
Asimismo, de los autos no se desprende que, en tal situación, la Comisión hubiera llevado a cabo, durante el examen previo, una instrucción particular acerca de la información aportada por el Reino Unido relativa al papel de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad.
Pues bien, habida cuenta de las características del régimen de ayuda controvertido y de las especificidades de la fase previa a la notificación, la Comisión no se hallaba en una situación en la que pudiera limitarse a basarse en la información aportada por el Estado miembro de que se trata, sin llevar a cabo su propia valoración a fin de examinar y, en caso necesario, solicitar a las demás partes interesadas información pertinente a efectos de su apreciación (véase el anterior apartado 69).
Dado que la Comisión no ha aportado elementos que demuestren que procedió a tal examen, puede considerarse que esta se limitó en el presente asunto a solicitar y a reproducir los elementos aportados por el Estado miembro de que se trata sin llevar a cabo su propio análisis al respecto.
Tal y como afirma Tempus, tales circunstancias constituyen un indicio de la existencia de dudas acerca de la compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior.
Procede pues examinar si elementos relativos al contenido de la Decisión impugnada pueden constituir igualmente indicios que indiquen que la Comisión debería haber albergado dudas tras el examen previo de la medida notificada, habida cuenta de las observaciones presentadas por Tempus a este respecto en el marco de presente asunto.
d)

Sobre la apreciación por la Comisión, en la fase de examen previo y habida cuenta de los elementos disponibles, del papel de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad
Tempus aduce que la Comisión no apreció correctamente el papel de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad a la luz, en particular, de las Directrices, que tienen como finalidad «facilitar» o «incentivar» la gestión de la demanda. Se refiere igualmente a documentos de la Comisión que mencionan la necesidad de reconocer «la participación potencial de los actores de la demanda en el sistema» con el fin de evitar «inversiones improductivas en la producción». En consecuencia, estima que, en lugar de limitarse a aprobar la postura del Reino Unido, según la cual «la celebración de la primera subasta en diciembre de 2014 [resultaba] esencial para obtener información acerca de la gestión de la demanda y su potencial» y las subastas transitorias deberían ser suficientes (véase el considerando 122 de la Decisión impugnada), la Comisión debería haber exigido o haber llevado a cabo una evaluación adecuada del potencial de la gestión de la demanda. Tal análisis habría permitido reducir la «cantidad de capacidad de producción» disponible a partir de las primeras subastas T‑4 y evitar el despilfarro de recursos públicos en perjuicio del consumidor. Según Tempus, la participación de los operadores de gestión de la demanda en las subastas T‑1 no permite compensar esta situación debido a la escasa capacidad que se reserva para esas subastas y al compromiso del Reino Unido de reducir, en lo posible, la «cantidad de capacidad que suministrar en la subasta del año anterior, prevista para 2017». En tales circunstancias, estima que la producción a partir de combustibles fósiles dispondrá desde un primer momento de un «candado» que podría bloquear durante años la capacidad que podría suministrarse por parte de la demanda.
Tempus añade que las demás medidas a las que la Comisión hace referencia en su escrito de contestación no pueden asimilarse a medidas de apoyo a la gestión de la demanda en el marco del régimen de ayudas o a medidas concebidas especialmente para dar respuesta a un problema relacionado con la adecuación de la capacidad. Asimismo, sostiene que, en contra de lo que aduce la Comisión en su escrito de contestación, el umbral de entrada de 2 MW establecido para que los operadores de gestión de la demanda puedan participar en las subastas del régimen permanente no es «bajo», como muestran los ejemplos derivados de otros sistemas, como el mercado de capacidad Pennsylvania Jersey Maryland (PJM) y el New York Independent System Operator (NYISO), en los que el umbral de entrada es 20 veces inferior, esto es, 100 kW.
La Comisión observa que la gestión de la demanda es, en sí misma, insuficiente para prevenir el riesgo de déficit de capacidad. Asimismo, considera que Tempus no ha demostrado que hubiera incurrido en error al analizar el papel potencial de la gestión de la demanda y que, por ello, hubiera debido albergar dudas que le habrían obligado a incoar el procedimiento de investigación formal. Así, según la Comisión, Tempus evita referirse a las medidas generales de apoyo a la gestión de la demanda ejecutadas con independencia del mercado de capacidad por el Reino Unido. Aduce asimismo que Tempus no tiene en cuenta las características del mercado de capacidad del Reino Unido destinadas a favorecer la gestión de la demanda, como el «umbral bajo de 2 MW», requerido para participar en las subastas permanentes, y las modalidades de agregación previstas para los operadores cuyas CMU se hallen por debajo de dicho umbral. Por último, observa que la gestión de la demanda no está excluida de las subastas T‑4 y que los operadores de gestión de la demanda pueden presentar ofertas para un contrato de la misma duración que los productores existentes. A su parecer, el riesgo de «cierre» de las capacidades se ha reducido al mínimo y el eventual riesgo residual queda compensado por los efectos positivos de la estimulación de nuevas inversiones para responder al desafío de la adecuación de las capacidades.
El Reino Unido estima que Tempus le reprocha no haber hecho más para fomentar y facilitar la gestión de la demanda, sin demostrar no obstante la existencia de dudas en cuanto a la compatibilidad del mercado de capacidad con el mercado interior. Sostiene que la gestión de la demanda no basta, como tal, para garantizar la seguridad del abastecimiento. Afirma que, en consecuencia, aunque es importante que los operadores de gestión de la demanda puedan participar plenamente en el mercado de capacidad, este no ha sido concebido con el objetivo principal de prestarles apoyo. El Reino Unido niega el hecho de que la adjudicación de contratos de capacidad a los productores, existentes o nuevos, sea un despilfarro de recursos habida cuenta de la importancia de dichos contratos para lograr el objetivo de seguridad del abastecimiento.
1)

Equivalencia e interés de la producción y de la gestión de la demanda
De las respuestas dadas a las preguntas escritas planteadas por el Tribunal el 5 de mayo de 2017 se desprende que la Comisión reconoce que, a efectos especialmente de la aplicación del apartado 232, letra a), de las Directrices, tanto la capacidad ofrecida por los productores como la que ofrecen los operadores de gestión de la demanda pueden contribuir a remediar el problema de la adecuación de la capacidad identificado por el Reino Unido. En efecto, habiéndosele formulado una pregunta a este respecto, la Comisión subrayó que, «en principio, ambos tipos de capacidades pueden contribuir, por sus cualidades técnicas, a hacer frente a las deficiencias residuales del mercado detectadas por el Reino Unido» (entre las que figura el «
missing money» problem
mencionado en el considerando 85 de la Decisión impugnada).
La Comisión coincide con Tempus en que el concepto de equivalencia técnica no significa identidad.
Así, en su respuesta, la Comisión subraya lo siguiente:
«Procede señalar, no obstante, que ambos tipos de capacidad tienen facultades y ventajas específicas. Las (nuevas) capacidades de producción (en particular, las energías renovables) son necesarias para servir de base a la inyección de electricidad en la red, mientras que la nivelación y el cambio de la demanda en períodos punta a través de la gestión de la demanda pueden reducir la necesidad de capacidades de producción, las cuales únicamente serían necesarias durante un número de horas limitado al año (y construir nuevas capacidades de producción sería demasiado caro a tal efecto).»
Por su parte, Tempus indica a este respecto lo siguiente:
«[...] la gestión de la demanda ha demostrado que puede exceder las exigencias de rendimiento técnico mínimas para suministrar capacidad, en particular cuando los legisladores se toman el tiempo de comprender la naturaleza de tal gestión y conciben el marco normativo necesario para facilitarla y fomentarla en las mejores condiciones. La gestión de la demanda no es lo mismo que la producción y no debe serlo. Un “rendimiento técnico equivalente” no significa un rendimiento idéntico, sino tan solo capacidad técnica para alcanzar los mismos resultados/productos [...]. Un sistema de energía seguro y fiable requiere fuentes diversificadas que presenten distintas ventajas. Además de ser una fuente de capacidad flexible y rentable, la gestión de la demanda reduce los costes al aligerar la presión sobre las infraestructuras de distribución y transmisión y al reducir la necesidad de mejoras de las infraestructuras que suponen un gasto considerable; así mismo, mejora la fiabilidad de la red, fomenta el consumo inteligente y la implicación de los consumidores, fomenta la innovación y la competencia en el mercado del suministro, mejora el valor y la viabilidad de la producción de energía renovable intermitente al hacer corresponder los modelos de abastecimiento sin necesidad de doblar la producción pasando a través de una central de combustibles fósiles de reserva y, en general, desempeña un papel único e importante al garantizar la seguridad del abastecimiento a un coste mínimo para los consumidores.»
De cuanto antecede se desprende que si bien tanto la producción como la gestión de la demanda pueden contribuir a solventar el problema de la adecuación de las capacidades identificado por el Reino Unido, cada una presenta un interés particular. Las capacidades de producción alimentan la red de electricidad, mientras que las capacidades de gestión de la demanda permiten nivelar y modular la demanda en los períodos punta, reduciendo así la necesidad de capacidades de producción, que solo son necesarias durante un número limitado de horas al año, con lo que se evita la construcción de nuevas capacidades de producción, que, en tales circunstancias, serían demasiado costosas.
En consecuencia, de conformidad con el apartado 232, letra a), de las Directrices, incumbe a la Comisión asegurarse de que el régimen de ayudas ha sido concebido de manera que la gestión de la demanda pueda participar en él de igual manera que la producción, puesto que las capacidades correspondientes permiten solventar de manera efectiva el problema de la adecuación de las capacidades.
En este contexto, y según se desprende, en particular, del apartado 226 de las Directrices, las medidas de ayuda deberían estar abiertas y ofrecer incentivos adecuados a los operadores afectados.
Por tanto, la cuestión principal del presente asunto no es si la gestión de la demanda puede desempeñar el papel de garantizar el buen funcionamiento del mercado de capacidad, como es el caso, ni, como afirman la Comisión y el Reino Unido, si puede responder como tal y a corto plazo al problema de la adecuación de las capacidades, cosa que Tempus no afirma. La cuestión clave es más bien si el papel que puede desempeñar la gestión de la demanda ha sido evaluado de manera suficiente a la luz de los principios definidos en las Directrices.
Procede examinar, a la luz de las consideraciones anteriores, las alegaciones de Tempus mediante las que reprocha a la Comisión haber autorizado la medida controvertida, tras un examen previo de un mes, sin incoar el procedimiento de investigación formal previsto con el fin de permitir a la Comisión recabar toda la información que habría necesitado para evaluar la compatibilidad de la ayuda y permitir a las partes interesadas presentar sus observaciones.
2)

Papel positivo desempeñado por la gestión de la demanda
Según se desprende del documento de la Comisión de 5 de noviembre de 2013 titulado
Commission Staff Working Document, Generation Adequacy in the internal electricity market — guidance on public interventions
[SWD(2013) 438 final], citado por el Reino Unido en el apartado 219 de la notificación: «los mecanismos de capacidad deben concebirse teniendo plenamente en cuenta las características inherentes a la gestión de la demanda en lugar de definiendo productos partiendo del postulado de que esta se satisfará mediante la nueva producción».
Desde esta perspectiva, en el apartado 220 de la notificación, el Reino Unido subraya que «la gestión de la demanda [...] tiene el potencial de ofrecer una capacidad fiable y una manera más rentable de garantizar la seguridad del abastecimiento». En el mismo apartado, el Reino Unido presentó la gestión de la demanda como una alternativa a la inversión en capacidades de producción con menor coste para los consumidores. En opinión de dicho Estado miembro, un mayor desarrollo de la gestión de la demanda constituye una etapa importante hacia un mercado de la electricidad más eficaz, en el que los participantes respondan mejor a las señales del precio, reduciendo la demanda cuando la electricidad sea escasa y los precios elevados, o consumiendo la electricidad cuando la producción exceda a la demanda.
Además, el Reino Unido indicó, en los apartados 61 a 188 de la notificación, que la participación de los operadores de gestión de la demanda en el mercado de capacidad resultaba beneficiosa para la competencia en el mercado de capacidad y también, más ampliamente, en el mercado de la energía.
Asimismo, el Reino Unido insiste en la notificación en el hecho de que, cuanto mayor es la gestión de la demanda, menor es el impacto de la necesidad del mercado de capacidad. En efecto, el Reino Unido indica que el mercado de capacidad será suprimido cuando ya no sea necesario, cosa que debería ocurrir con el desarrollo progresivo de la gestión de la demanda (véanse las páginas 7, 8, 45 y 46 de la notificación).
Este análisis es esencialmente el mismo que el que Tempus expuso en la demanda, en la que señaló que la tecnología de gestión de la demanda permite a los clientes desplazar de manera concreta necesidades no sujetas a obligaciones temporales y descargar así los períodos de máxima demanda. Así, el consumo habitual se ve reemplazado por un consumo optimizado, que reacciona rápidamente. En este contexto, la gestión de la demanda, que permite reducir los picos de demanda, o reducir la demanda cuando la producción se halla limitada, es una alternativa a la producción, en particular a la producción más costosa desde el punto de vista medioambiental.
Estas afirmaciones, tanto del Reino Unido como de Tempus, ponen de manifiesto el potencial real de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad. Así, cuanto más rápida y precisa sea la toma en consideración de este componente de la combinación de tecnologías, menor será la necesidad del Reino Unido de recurrir a la capacidad de producción para responder al problema de la adecuación de las capacidades.
3)

Elementos disponibles en lo que concierne al potencial de la gestión de la demanda
Procede señalar que, en el anexo B de la notificación, titulado
UK Checklist against the Commission Staff Working Document on Generation Adequacy in the internal electricity market — guidance on public interventions
, el Reino Unido respondió a una cuestión mediante la que se le había preguntado si «se habían incluido en el análisis [de las necesidades de capacidad] el potencial de la gestión de la demanda y una fecha realista de concreción de dicho potencial» del siguiente modo:
«Se espera que la gestión de la demanda goce de una participación directa en el mercado de capacidad y que participe asimismo en el régimen transitorio. [...] Cada año, National Grid evaluará la cantidad de gestión de la demanda actualmente disponible y estimará la gestión de la demanda potencial que pudiera surgir durante el período en cuestión en el marco del análisis que orientará su decisión en lo que concierne a la capacidad que ha procurarse en las subastas. En los Estados Unidos, el mercado de capacidad PJM ha permitido a la gestión de la demanda suministrar alrededor de 15 GW en 10 años [cifra que se alcanzó, según el cuadro, en el período de suministro 2015/2016]. No obstante, el mercado de capacidad PJM incluye cerca de tres veces la demanda del mercado del Reino Unido. National Grid estima que la gestión de la demanda podría suministrar cerca de 3 GW de capacidad en 2018/2019. Las previsiones relativas al desarrollo de la gestión de la demanda son muy inciertas y difíciles de obtener. No obstante, el régimen transitorio ayudará al desarrollo de este sector y fomentará una mayor participación de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad principal.»
En el apartado 221 de la notificación, el Reino Unido hace referencia igualmente a los resultados observados en los Estados Unidos e indica que «los datos procedentes de los Estados Unidos han demostrado que los mercados de capacidad con subastas centralizadas han logrado con gran éxito promover la gestión de la demanda». En efecto, según el gráfico presentado por el Reino Unido en la notificación, a partir del período 2012/2013, la capacidad suministrada por la gestión de la demanda en el marco de las subastas anuales del mercado de capacidad PJM era superior a 5 GW, y alcanzó 15 GW en los contratos concedidos en 2015/2016.
Además, habiéndosele preguntado acerca de las distintas informaciones disponibles en lo que respecta a la evaluación del potencial de la gestión de la demanda, Tempus se refiere, en particular, a varios informes elaborados por Sustainability First en septiembre de 2012 y en enero de 2014, encargados por grandes actores del mercado de la electricidad, entre ellos National Grid, y observa que en dichos informes se mencionaba que ya podían modularse entre 4 y 5 GW de capacidad suministrada por la gestión de la demanda gracias a los clientes del sector industrial. Otros datos aportados por Tempus, basados en un informe de Element Energy — De Montfort University Leicester, titulado
Demand side response in the non-domestic sector
, de julio de 2012, permitían identificar entre 1,2 GW y 4,4 GW que podían desplazarse un día de máximo invernal en 2012 a partir de los edificios no industriales y no residenciales. Para Tempus, ello significa que podía disponerse de al menos 5 GW de capacidad suministrada por la gestión de la demanda, o incluso más, y que dicha cantidad podía tenerse en cuanta en el mercado de capacidad.
Por último, de la lectura de la Decisión impugnada resulta que, cuando la Comisión se pronunció sobre el régimen de ayudas notificado, tenía conocimiento del informe del GET, al que las autoridades del Reino Unido habían confiado la misión de examinar las recomendaciones de National Grid en lo que respecta a la capacidad que podía subastarse en lo que concierne al mercado de capacidad en diciembre de 2014, publicado el 30 de junio de 2014 por el Ministerio de Energía y Cambio Climático del Reino Unido (DECC, por sus siglas en inglés). La Comisión cita además las conclusiones del informe del GET en el considerando 120 de la Decisión impugnada.
Según dicho informe, que expone los trabajos llevados a cabo por esos expertos técnicos a partir del mes de febrero de 2014, podían realizarse varias observaciones acerca de la ejecución prevista de las primeras subastas T‑4 de diciembre de 2014 para el período 2018/2019.
En primer término, cuando expone su enfoque para examinar las estimaciones de National Grid, el GET observa lo siguiente en el apartado 19 de su informe, y recuerda, en particular, el interés de la experiencia adquirida en otros mercados de capacidad, en particular en el de PJM, en lo que concierne a la integración en la práctica de la gestión de la demanda:
«El comité se basó asimismo en la experiencia de sus miembros en otros mercados con un mecanismo de capacidad, como el de PJM y el de Nueva Inglaterra, así como en su experiencia en otros ámbitos clave en los que la necesidad de compra de capacidad tiene en cuenta la demanda. El comité se siente relativamente tranquilizado por el hecho de que el DECC se haya basado en la experiencia de PJM, pero sigue preocupado por la falta de pruebas sobre la contribución potencial de la demanda, particularmente en lo que concierne a la medida en que la producción integrada podrá estar disponible, tras una cierta adaptación y una cierta agregación, y a la medida en la que la [producción combinada de calor y electricidad] podrá suministrar electricidad adicional al sistema en un nivel que supere su propia demanda en período de restricciones.»
En segundo término, cuando examina la posible contribución de la gestión de la demanda al mercado de capacidad, el GET observa en los apartados 96 a 106 de su informe lo siguiente:
«96.
Preferimos el término “recursos energéticos descentralizados” (DER, por sus siglas en inglés) para examinar la contribución que puede aportarse para gestionar situaciones en las que los productores conectados al sistema de transporte no pueden responder a la demanda de electricidad. Preferimos este término al actualmente utilizado de “gestión de la demanda”, que parece implicar la idea preconcebida de que la única (o principal) contribución de la demanda consiste en una reducción temporal de esta. Pues bien, el término “DER” se refiere a toda la gama de instrumentos, distintos de la construcción de nuevas centrales eléctricas, que pueden contribuir a solventar los problemas de capacidad. Es urgente empezar a recabar más información en este ámbito para informar las decisiones que hayan de adoptarse en el futuro, sobre todo habida cuenta de que no existe una organización general que estudie el sistema eléctrico en su conjunto. Estos instrumentos son los siguientes: a) regulación directa de la carga, b) producción integrada, c) producción de reemplazo, d) gestión de la demanda, e) eficacia energética, f) sustitución de los combustibles (por ejemplo, utilizar la combustión de gas más que la electricidad), g) cargas que puedan interrumpirse, h) proyecto integrado de gestión de la demanda (por ejemplo, utilizar como potencia de reserva las baterías de coches eléctricos aparcados), i) desplazamiento de la carga, j) medición inteligente, k) corrección del factor de potencia.
97.
A efectos de apreciar aquello respecto de lo cual se establece un modelo, es importante reconocer que la lista de candidatos que podrían suministrar capacidad desde el punto de vista de la demanda es más bien larga. Procede señalar además que existen diferencias cualitativas entre estos instrumentos.
98.
Por ejemplo, el desplazamiento de la carga puede consistir en incitar a un usuario que consume electricidad para refrigeración a reducir su demanda durante algunas horas y a basarse en la inercia térmica para evitar cualquier perjuicio. Ese usuario puede ser parte de un contrato de suministro de una duración (por ejemplo) de dos años, que se renegocie cada año o cada dos años. En tal caso, ese consumidor prestará atención a las señales de subasta a corto plazo.
99.
Además, es posible plantearse la utilización de otro instrumento potencial, consistente en construir una central de cogeneración o un sistema de gestión de la energía en los edificios, a fin de optimizar la gestión de la demanda, pero en tal caso se requiere la certidumbre asociada a un contrato de capacidad a largo plazo para obtener financiación. La cuestión esencial es la siguiente: para estimar aquello que la gestión de la demanda puede lograr, es necesario determinar aquellos instrumentos potenciales que posiblemente responderán a las señales del mercado de capacidad y aquellos que no lo harán debido a que los incentivos no corresponden a las necesidades de los actores interesados.
100.
Procede señalar que la metodología del DECC para determinar en qué medida la [gestión de la demanda] ha contribuido a la capacidad es plenamente conforme al enfoque adoptado en Nueva Inglaterra y al de PJM (salvo en lo que concierne a la incidencia sobre las pérdidas). Ello permite confirmar supuestos, comparando y distinguiendo estos sistemas.
101.
Durante los contactos mantenidos con el DECC y [National Grid], hemos comprobado que la gestión de la demanda aún no se comprende tan bien como la producción tradicional. No se trata de una crítica, pues ello no forma parte de las atribuciones de [National Grid]. Existe una clara separación entre esta última, por un lado, y los operadores de la red de distribución y los proveedores de electricidad autorizados, por otro lado, y nadie tiene simultáneamente una comprensión completa y detallada de los datos relativos a la demanda, por un parte, y la motivación de recabar tales datos, por otra parte. Por ejemplo, se desconoce la respuesta a cuestiones como “cuál es la disponibilidad media de la [producción combinada de calor y electricidad (CHP, por sus siglas en inglés)] en caso de tensión en el sistema”, si bien sí se tiene conocimiento de las medias anuales.
102.
Por todos estos motivos, comprendemos perfectamente que [National Grid] no haya podido llevar a cabo un análisis de la gestión de la demanda con el rigor y la calidad que han caracterizado hasta ahora gran parte de sus otras actividades. Sin embargo, ello significa que urge establecer un proceso sistemático que permita garantizar que los recursos derivados de la gestión de la demanda no se despilfarren y que no sean nuevas capacidades de producción las que vengan a colmar la escasez resultante de la mala utilización de dichos recursos.
[...]
104.
Si bien el comité no pretende conocer todos los recursos potencialmente disponibles gracias a la gestión de la demanda, estima que la estructura actualmente concebida se basa en hipótesis relativamente moderadas en lo que concierne a la capacidad que puede obtenerse. A este respecto, procede señalar que el mecanismo de capacidad es más adecuado para algunos comportamientos, métodos y tecnologías que para otros.
105.
En consecuencia, aun cuando las experiencias internacionales en materia de [recursos energéticos descentralizados (DER, por sus siglas en inglés)], en particular en los Estados Unidos, sobre las cuales el comité ha informado, indican que los DER pueden potencialmente contribuir a los mercados de capacidad de manera significativa y útil (lo que tiene como consecuencia una menor necesidad de capacidades de producción adicionales), las ambiciones deben ser más modestas en el marco de la estructura actualmente concebida para el Reino Unido. Para justificar asimismo estas ambiciones modestas procede subrayar, por ejemplo, que los productores tradicionales recibirán pagos e ingresos relacionados con la utilización de la red de transporte en el marco del mecanismo de capacidad, mientras que los productores descentralizados podrían beneficiarse de menos incentivos que los productores tradicionales si no pueden acceder a la vez a las ventajas que procura el hecho de evitar la tríada y a los ingresos derivados del mecanismo de capacidad.
106.
Sobre la base de la interpretación que el comité hace del mercado de capacidad propuesto por los DER, consideramos que todo el potencial demostrado en otros mercados que incluyen subastas de capacidad, en particular los de los Estados Unidos, se explotará de manera limitada, y que comprender este aspecto requiere tener un mejor conocimiento de la gama de instrumentos disponibles en materia de gestión de la demanda. La consecuencia esencial para la modelización es la siguiente: su incidencia sobre el supuesto nivel de la demanda en períodos punta, que constituye el factor principal para determinar la capacidad que ha de comprarse, no es tan criticable como cabría esperar.»
Al igual que hizo Tempus en su recurso, este análisis llama la atención sobre la necesidad urgente de definir incentivos adecuados para permitir a la gestión de la demanda participar efectivamente en el mercado de capacidad tomando en consideración todo su potencial. Tal examen permitiría así evitar que las modalidades definidas por el mercado de capacidad pudieran «arruinar» el potencial de la gestión de la demanda y reemplazarlo por nuevas capacidades de producción. A este respecto, el GET lamenta la ausencia, a día de hoy, de una organización que permita obtener los datos necesarios para comprender y recabar la información relativa al potencial de la gestión de la demanda en sus distintos aspectos, siendo así que algunos de estos datos ya están disponibles.
Si bien el GET critica a National Grid y al Ministerio de Energía y Cambio Climático del Reino Unido a este respecto, es posible pensar que la Comisión dispone, en el marco del procedimiento de investigación formal, de medios suficientes para solicitar y obtener información pertinente que le permita apreciar la situación con el fin, en particular, de definir la eventual necesidad y, en su caso, el nivel necesario, de incentivos, para permitir explotar el potencial real de la gestión de la demanda a fin de responder a la necesidad de adecuación de las capacidades identificada por el Reino Unido.
En tercer término, en el marco de sus conclusiones y recomendaciones, el GET señala lo siguiente en el apartado 6, letra c), y en los apartados 119 y 132 de su informe para hacer constar su preocupación acerca de la falta de información y de comprensión de la gestión de la demanda en el Reino Unido:
«El comité ha expresado sus temores en lo que concierne a la falta de información y al poco conocimiento de que se dispone sobre la reducción de la demanda (DSR). Prefiere el término “recursos energéticos descentralizados” (DER), que remite a la gama completa de contribuciones que pueden proceder de fuentes distintas de los productores tradicionales, mientras que el término “DSR” parece limitar la toma en consideración de la demanda a la mera reducción de esta y a la producción integrada. Tras poner de manifiesto la importancia de desarrollar en el DECC y en [National Grid] profundos conocimientos en materia de DER, el comité recomienda un programa de estudio adicional en este ámbito con el fin de explotar en el futuro las posibilidades que ofrecen los DER.
[...] El escenario general y el enfoque basado en un modelo propuesto por [National Grid] son válidos en lo que respecta a los principios, y [National Grid] ha tratado de tomar en consideración evidencias y opiniones de las personas interesadas. No obstante, los miembros del comité están de acuerdo en que [National Grid] ha adoptado un punto de vista demasiado prudente en lo que concierne a varios supuestos esenciales, sobre todo en cuanto a los flujos de interconexión, y que ha exagerado la cantidad que procedía adquirir al considerar que tales flujos (y las condiciones meteorológicas) eran variables, en lugar de incluir las capacidades de interconexión con base en la probabilidad estimada de su disponibilidad (como en el caso de una central). En cambio, si los flujos netos de interconexión esperados ascendiesen a 2,25 GW (procedentes, según la descripción, en un 75 % de importaciones), la cantidad de capacidad que sería preciso adquirir disminuiría, y, gracias a ligeros esfuerzos adicionales destinados a beneficiarse de la DSR y a acelerar el establecimiento de capacidades de interconexión, así como si se cuenta con una oferta mayor procedente de las centrales de carbón en el marco de las subastas, dicha cantidad podría ser suficiente para evitar nuevas CCGT [turbinas de gas de ciclo combinado].
[...] Recomendación 9: [...] debe crearse lo antes posible un programa de investigación que tenga por objeto todo el potencial de los DER, con el fin de aportar información útil para las futuras subastas. Convendría hacer especial hincapié en todos los instrumentos mencionados en el presente informe que permiten atenuar la demanda en los períodos punta.»
En este punto de la apreciación del Tribunal resulta que, cuando la Comisión procedió a su examen previo, podía analizar elementos que no solo permitían apreciar el papel actual de la gestión de la demanda, una tecnología considerada fiable y rentable por las autoridades del Reino Unido y cuya utilidad y eficacia quedaba corroborada por los ejemplos procedentes de los Estados Unidos, sino también contemplar el potencial real de la gestión de la demanda, como ilustra, en particular, la estimación realizada por National Grid, citada por el Reino Unido en la notificación, según la cual la gestión de la demanda podía suministrar cerca de 3 GW de capacidad en 2018/2019.
Asimismo, la Comisión tenía conocimiento de las dificultades mencionadas por el GET en lo que respecta a la consideración del potencial de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad. Al igual que en el caso de la del potencial de interconexión, respecto de la cual las preocupaciones del GET fueron calificadas de «graves» por la Comisión en el considerando 124 de la Decisión impugnada, y como se desprende de los anteriores apartados 141 a 145, el mercado de capacidad previsto corría el riesgo de no tener suficientemente en cuenta el potencial de la gestión de la demanda o, más generalmente, todo el potencial capaz de disminuir la necesidad de recurrir a la capacidad de producción para responder al problema de adecuación de las capacidades.
A este respecto, procede recordar que del apartado 224 de las Directrices se desprende que la evaluación del impacto de la participación de los operadores de gestión de la demanda es uno de los componentes del examen que la Comisión debe realizar cuando se pronuncia sobre la necesidad de una intervención del Estado.
Sin embargo, en este contexto, de la Decisión impugnada se desprende que la Comisión consideró que para apreciar la consideración efectiva de la demanda —y no hallarse en una situación en la que pudiera albergar dudas en este sentido en cuanto a la compatibilidad del régimen de ayudas con el mercado interior— bastaba con aceptar las modalidades previstas por el Reino Unido a este respecto.
En efecto, tal y como expuso la Comisión en el considerando 122 de la Decisión impugnada, en el marco de su apreciación de la compatibilidad de la ayuda y de la necesidad de una intervención del Estado en lo que concierne a la contribución de la gestión de la demanda, basta señalar que:
–
«el Reino Unido alegó que celebrar la primera subasta en diciembre de 2014 sería clave para revelar información acerca de la gestión de la demanda y de su potencial» y «explicó que examinaría la información resultante de la primera subasta T‑4 y se aseguraría de que las curvas de la demanda quedaran ajustadas de manera adecuada, extremo que se tendría en cuenta en el proceso Future Energy Scenario de National Grid para los informes relativos a la capacidad eléctrica destinados a las futuras subastas»;
–
«en respuesta al informe del GET, National Grid sugirió un proyecto común con la Energy Network Association [Asociación de Redes de Energía] (incluidos los Distribution Network Operators [operadores de las redes de distribución])»;
–
«además, el Reino Unido elaboró disposiciones relativas a las subastas transitorias con el fin de fomentar el crecimiento del sector de la gestión de la demanda de 2015 a [2016], y creó un proyecto piloto de [20 millones de GBP] en materia de eficacia energética [Electricity Demand Reduction pilot]».
La Comisión estimó igualmente, en el considerando 128 de la Decisión impugnada, que, aunque el régimen de ayuda «[podía] tener como resultado apoyar la producción a partir de combustibles fósiles», se podía afirmar que la evaluación del problema de adecuación de las capacidades, realizada cada año, tomaba en consideración todos los tipos de operadores, incluidos los operadores de gestión de la demanda (véanse también los considerandos 134 y 149 de la Decisión impugnada en otras fases del análisis). Concluyó de ello, en el considerando 129 de la Decisión impugnada, que «la medida es neutra desde el punto de vista tecnológico» y no supone un refuerzo de la posición de los productores de electricidad a partir de combustibles fósiles.
Tales apreciaciones, relacionadas con los elementos disponibles antes mencionados y con los elementos de que la Comisión podía disponer gracias a los medios puestos a su disposición por el Reglamento n.
o
659/1999, así como con la importancia del papel que la gestión de la demanda podía desempeñar en un mercado de capacidad, en especial con el fin de definir más adecuadamente la necesidad de intervención estatal y de limitar a un importe adecuado la ayuda a la producción a partir de combustibles fósiles, no permiten a la Comisión despejar las dudas derivadas de los elementos de que ya disponía o de los podía disponer cuando adoptó la Decisión impugnada.
Se desprende, en particular, de los apartados 226 y 232, letra a), de las Directrices, a cuyo tenor las medidas de ayuda «deberán estar abiertas», pero también «ofrecer incentivos adecuados tanto a los productores actuales como futuros y a los operadores que utilicen tecnologías sustituibles, tales como una respuesta por el lado de la demanda», y «deberán concebirse de tal forma que sea posible que participe en ellas cualquier capacidad que pueda contribuir efectivamente a abordar el problema de adecuación de la producción», que es particularmente importante que la Comisión vele por que el mercado de capacidad controvertido permita a todas las soluciones participar real y eficazmente, puesto que cada solución tiene sus ventajas y sus inconvenientes, con el fin de solventar el problema de la adecuación de la producción.
En contra de lo que afirma la Comisión en la Decisión impugnada, a la luz de los elementos disponibles y habida cuenta del papel de la gestión de la demanda, esta no podía, en el caso de autos, contentarse únicamente con el «carácter abierto» de la medida y concluir, en consecuencia, que era neutra desde el punto de vista tecnológico, sin examinar más detalladamente la realidad y la efectividad de la toma en consideración de dicha solución tecnológica en el mercado de capacidad.
En efecto, si bien de la Decisión impugnada se desprende que la Comisión examinó los elementos invocados por el Reino Unido en lo que respecta a la consideración de la capacidad de producción a efectos del mercado de capacidad y también, debido en particular a las preocupaciones expresadas en el informe del GET, los elementos aportados a continuación en lo que respecta a la consideración de la capacidad suministrada mediante la interconexión, ningún elemento mencionado en la Decisión impugnada demuestra que la Comisión hubiera llevado a cabo su propio examen en lo que respecta a la consideración efectiva de la gestión de la demanda, cuyo potencial era admitido y útil a efectos de dicho mercado. Como ejemplo, en ningún lugar de la Decisión impugnada se hace referencia a la estimación de 3 GW mencionada por National Grid. La Comisión aceptó la información y las hipótesis expuestas por el Reino Unido sin examinar el papel ni la capacidad potencial de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad (véanse los apartados 149 a 151 anteriores) a pesar de la influencia que estas ejercían sobre la cantidad de capacidad subastada y el importe de la ayuda necesaria a efectos del mercado de capacidad.
Así, en lo que atañe al resultado de la primera subasta T‑4 de diciembre de 2014, que fue realizada siguiendo modalidades que no parecen tomar suficientemente en consideración el potencial de la gestión de la demanda, existe el riesgo, mencionado, en particular, en el informe del GET, de que se haya atribuido a la capacidad de producción un papel más importante de lo que era necesario. Así, no puede excluirse que, si la Comisión hubiera llevado a cabo su propio examen del potencial de la gestión de la demanda y se hubiera preguntado, en particular, acerca del modo en que las estimaciones del National Grid o de otras fuentes habían de tenerse en cuenta o acerca de los motivos del éxito de los ejemplos procedentes de los Estados Unidos, las modalidades de participación de los operadores de gestión de la demanda habrían sido diferentes.
Además, en lo que respecta a las subastas T‑1, procede recordar que, según los considerandos 45 a 47 de la Decisión impugnada, se apartará una determinada cantidad de la capacidad de las subastas T‑4 para «reservarla» para las subastas T‑1, a partir de una estimación de la capacidad de gestión de la demanda «rentable» que podría participar en las subastas. Procede señalar igualmente que esa cantidad podrá reducirse si la demanda baja entre las subastas T‑4 y las subastas T‑1. Pues bien, como se confirmó en la vista, de estos considerandos se desprende que el Gobierno del Reino Unido se comprometió a subastar en las subastas T‑1 al menos el 50 % de esa capacidad «reservada», si bien disponía de la posibilidad de no cumplir ese compromiso si la gestión de la demanda no resultaba «rentable a largo plazo» o si se consideraba que el sector de la gestión de la demanda presentaba suficiente madurez. En efecto, el artículo 10 del Electricity Capacity Regulations 2014 (Reglamento de 2014 relativo a la Capacidad Eléctrica), titulado «Determinar si debe celebrarse una subasta», establece, por ejemplo, en su apartado 3, que el secretario de Estado competente puede decidir que no procede celebrar subastas T‑1 si las previsiones muestran que ningún proveedor de gestión de la demanda participará en la subasta. En consecuencia, habida cuenta de que las subastas T‑1 dependían especialmente de una estimación de la capacidad de gestión de la demanda «rentable» dispuesta a participar en las subastas, la capacidad potencial de la gestión de la demanda y su evaluación deberían haber sido analizados por la Comisión en la Decisión impugnada.
En estas circunstancias, los elementos disponibles en lo que respecta al potencial de la gestión de la demanda, habida cuenta, en particular, de la importancia del papel que dicha solución tecnológica puede desempeñar en el mercado de capacidad, pueden constituir un indicio de la existencia de dudas en cuanto a la compatibilidad de dicho régimen con el mercado interior, dudas que, tras una lectura de la Decisión impugnada, no puede considerarse que hayan sido despejadas con el examen previo realizado por la Comisión.
e)

Sobre el supuesto tratamiento discriminatorio o desfavorable de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad
Tempus sostiene, sustancialmente, que la apreciación de la medida controvertida debería haber suscitado dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior debido a que incurría en varias violaciones de los principios de igualdad de trato, de protección de la confianza legítima y de proporcionalidad, especialmente en detrimento de los operadores de gestión de la demanda. En particular, Tempus formula varias alegaciones en lo que concierne al trato dispensado a los operadores de gestión de la demanda en lo que respecta a la duración de los contratos de capacidad, al método de recuperación de los costes del mercado de capacidad, a los requisitos de participar en dicho mercado y a la inexistencia de una remuneración adicional de los operadores de gestión de la demanda en caso de limitación de las pérdidas de transporte y de distribución de la electricidad.
1)

Sobre la duración de los contratos de capacidad
Tempus sostiene, en esencia, que la Comisión debería haber albergado dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior puesto que reserva la posibilidad de adjudicar contratos de una duración superior a un año a los productores que tengan gastos de capital superiores a un cierto umbral, vulnerando así el principio de igualdad de trato en perjuicio de los operadores de gestión de la demanda. A su parecer, ese trato discriminatorio es contrario al objetivo de neutralidad tecnológica de la medida controvertida, confiere una ventaja competitiva a los productores y lleva a cerrar una parte considerable de la demanda, lo que podría haberse evitado gracias a la gestión de la demanda.
Tempus aduce que esta desigualdad de trato no está justificada por los costes de inversión más elevados soportados por los productores que renuevan una central existente o que construyen una nueva central. Afirma que los operadores de gestión de la demanda y sus clientes también incurren en costes de inversión. Además, según Tempus, los clientes de los operadores de gestión de la demanda desean obtener una garantía de ingresos durante varios años antes de proceder a tales inversiones. Tempus sostiene que se había informado al Reino Unido a este respecto y que por tanto este no podía limitarse a afirmar en la notificación que el sector de gestión de la demanda no había aportado una prueba «cuantitativa» de la necesidad de contratos a más largo plazo para fomentar la participación de operadores de gestión de la demanda en las subastas.
La Comisión responde, esencialmente, que examinó debidamente la medida controvertida en lo que concierne al trato dispensado a los operadores de gestión de la demanda en comparación con el trato dispensado a los demás proveedores de capacidad, y que comprobó que dicha medida les permitía ser competitivos habida cuenta sus propias características. Aduce que la diferencia entre las duraciones contractuales ofrecidas se debía al objetivo principal perseguido por la medida controvertida, a saber, garantizar la disponibilidad de suficiente capacidad en el futuro, incluso fomentando la inversión en nuevas centrales. A su entender, los operadores de gestión de la demanda no pueden beneficiarse de contratos de una duración superior a un año porque no tienen las mismas necesidades de financiación que los productores que proceden a la renovación de una central existente o a la construcción de una nueva central. Sobre este particular, la Comisión aduce que, durante el procedimiento administrativo previo, ni Tempus ni la UKDRA formularon alegaciones fundadas según las cuales los operadores de gestión de la demanda necesitaran inversiones de una cuantía comparable a la requerida por los proyectos de renovación de centrales o de construcción de nuevas centrales, ni tampoco aportaron ninguna prueba cuantitativa a este respecto.
En su respuesta a las preguntas planteadas por escrito por el Tribunal, la Comisión aduce que, habida cuenta del elevado nivel de los costes de inversión de las centrales que renovar y de las nuevas centrales, es probable que si únicamente se les ofreciesen contratos de un año de duración, estas no participasen en las subastas o que fueran excluidas debido a que su oferta sería superior al límite de precio. Añade que, aunque logaran presentar una oferta, es probable que esta fuera a un precio muy elevado, que se convertiría en el precio de cierre de la subasta. Según la Comisión, ello no solo daría lugar a beneficios excepcionales para los productores existentes y los operadores de gestión de la demanda, sino que además engendraría costes elevados para todos los clientes finales, dando lugar, por consiguiente, a una ayuda de una cuantía desproporcionada.
A este respecto, según reiterada jurisprudencia, el principio general de igualdad de trato, como principio general del Derecho de la Unión, exige que no se traten de manera diferente situaciones comparables y que no se traten de manera idéntica situaciones diferentes, a no ser que dicho trato esté objetivamente justificado. El carácter comparable de situaciones diferentes debe apreciarse sobre la base del conjunto de elementos que las caracterizan. Estos elementos deben apreciarse, en particular, a la luz del objeto y la finalidad del acto de la Unión que establece la distinción de que se trate. Además, deben tenerse en cuenta los principios y objetivos del ámbito al que pertenece el acto en cuestión (véase la sentencia de 12 de diciembre de 2014, Banco Privado Português y Massa Insolvente do Banco Privado Português/Comisión,
T‑487/11
,
EU:T:2014:1077
, apartado
y jurisprudencia citada).
En el caso de autos, procede declarar, con carácter preliminar, que la medida controvertida no ofrece ninguna posibilidad a los operadores de gestión de la demanda de obtener contratos de capacidad de una duración superior a un año.
Según la Decisión impugnada, únicamente los proveedores de capacidad con gastos de capital superiores a 125 GBP por kW (centrales que renovar) pueden obtener contratos de capacidad de una duración máxima de hasta tres años, y solo los proveedores de capacidad con gastos de capital superiores a 250 GBP por kW (nuevas centrales) pueden obtener contratos de capacidad de una duración máxima de hasta quince años (considerando 57 de la Decisión impugnada).
Pues bien, a pesar de que el considerando 57 de la Decisión impugnada utiliza el término tecnológicamente neutro de «proveedores de capacidad», de la notificación y de la lectura combinada de los artículos 2, apartado 1, 4, 5 y 11, apartado 3, del Reglamento de 2014 relativo a la Capacidad Eléctrica, se desprende que los contratos de capacidad de una duración máxima de tres y de quince años se reservan expresamente a las CMU de producción con gastos de capital que superen los umbrales fijados por el secretario de Estado, lo que excluye a las CMU de gestión de la demanda.
Por consiguiente, por un lado, los operadores de gestión de la demanda no pueden obtener contratos de capacidad de una duración de hasta tres o quince años aunque demuestren haber incurrido en gastos de capital superiores a los umbrales fijados para las CMU de producción en la medida controvertida. Por otro lado, dicha medida no contiene ningún umbral de gastos de capital específico para las CMU de gestión que confiera a dichos operadores la posibilidad de obtener contratos de capacidad de una duración superior a un año.
En la Decisión impugnada, la Comisión respaldó la postura del Reino Unido según la cual era adecuado ofrecer contratos de capacidad de una duración máxima de hasta tres o quince años a las CMU de producción cuyos gastos de capital superasen un cierto umbral fijado por el secretario de Estado y era legítimo ofrecer contratos de capacidad de tan solo un año de duración a las CMU de gestión de la demanda (considerandos 106, 129 y 145 de la Decisión impugnada). Así pues, consideró que los operadores de gestión de la demanda tenían necesidades de gastos de capital de menor envergadura que los productores que construían o renovaban centrales. Sobre la base de estas consideraciones, la Comisión aceptó que las capacidades de producción nuevas o que renovar, que implicaban costes de inversión elevados, pudieran obtener contratos de capacidad más largos con el fin de permitir a los operadores obtener la financiación necesaria, y consideró que el hecho de ofrecer contratos de capacidad de menor duración a los operadores de gestión de la demanda no les confería una desventaja respecto de los operadores de centrales que renovar o de nuevas centrales. Por consiguiente, concluyó que la medida controvertida era neutra desde el punto de vista tecnológico y no reforzaba la posición de los productores que utilizan combustibles fósiles.
Por tanto, procede verificar si la Comisión podía aceptar la diferencia de trato entre los operadores de gestión de la demanda y los productores sin incoar el procedimiento de investigación formal o si el hecho de que los operadores de gestión de la demanda no pudieran obtener contratos de capacidad de una duración superior a un año debería haber hecho a la Comisión albergar dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior.
A este respecto procede declarar, en primer lugar, que la medida de que se trata pretende ser tecnológicamente neutra, de conformidad con lo dispuesto en el apartado 226 de las Directrices.
Así, de Decisión impugnada se desprende que con la medida controvertida se pretende obtener suficiente capacidad para garantizar la seguridad de abastecimiento de electricidad en el Reino Unido (considerandos 4 y 126 de la Decisión impugnada).
De la notificación se desprende más detalladamente que el objetivo principal de la medida controvertida es permitir el suministro de una capacidad fiable y adecuada en el mercado de electricidad del Reino Unido con un coste mínimo para los consumidores, con el fin de minimizar las consecuencias involuntarias y los riesgos inesperados, y fomentar la consecución de objetivos gubernamentales más amplios, a saber, permitir la descarbonización del mercado de la electricidad, el desarrollo de una demanda más reactiva y una mejor integración del mercado interior de la energía (apartado 139 de la notificación). Además la notificación precisa que, con el fin de alcanzar el objetivo de garantizar la seguridad del abastecimiento de electricidad en el Reino Unido, la medida controvertida pretende incitar a la realización de inversiones suficientes en las capacidades de producción y en las demás capacidades, incluido un apoyo específico para soluciones a nivel de la demanda (apartado 140 de la notificación). Estos objetivos se corresponden con los objetivos mencionados en los apartados 216 a 221 de las Directrices como objetivos legítimos de las medidas de ayuda destinadas a la adecuación de la producción.
Pues bien, como ya se ha expuesto en el anterior apartado 121 y tal y como la Comisión reconoció expresamente en la respuesta que dio a las preguntas planteadas por escrito por el Tribunal el 5 de mayo de 2017, en lo que atañe al objetivo principal de garantizar la seguridad del abastecimiento de electricidad, las partes coinciden en que tanto la capacidad ofrecida por los productores como la capacidad ofrecida por los operadores de gestión de la demanda pueden contribuir en principio a solventar el problema de la adecuación de las capacidades.
Asimismo, en lo que atañe al objetivo derivado de incentivar la realización de inversiones suficientes en nuevas capacidades, procede declarar que el objetivo de la medida controvertida se refiere expresamente tanto a las capacidades de producción como a las demás capacidades, como, por ejemplo, la gestión de la demanda. La notificación subraya asimismo expresamente en su apartado 355 que el mercado de capacidad no pretende obtener cantidades predefinidas de capacidad por tipo de tecnología. Al contrario, la medida controvertida pretende dejar que el mercado determine cuál es la cantidad óptima de cada tipo de capacidad (nuevas capacidades de producción, capacidades de producción que renovar, capacidades de producción existentes, capacidades de gestión de la demanda no confirmadas), con el fin de alcanzar el nivel de seguridad de abastecimiento definido por el Reino Unido.
De cuanto antecede se desprende que, habida cuenta de los objetivos de seguridad de abastecimiento de electricidad perseguidos por la medida controvertida, que son tecnológicamente neutros, debe considerarse que los operadores de gestión de la demanda se hallan en una situación equivalente a la de los productores, máxime cuando las Directrices exigen que las medidas de ayuda que establezcan un mercado de capacidad sean abiertas y ofrezcan incentivos adecuados tanto a los productores actuales como futuros y a los operadores que utilicen tecnologías sustituibles, tales como una respuesta por el lado de la demanda o soluciones de almacenamiento (apartado 226 de las Directrices). Así pues, la Comisión debía verificar si el hecho de limitar la oferta de contratos de capacidad de una duración superior a un año a las capacidades de producción permitía pese a todo al mercado de capacidad ser neutro desde el punto de vista tecnológico, sin falsear la competencia entre productores y operadores de gestión de la demanda.
En segundo lugar, de la Decisión impugnada se desprende que el hecho de que se ofrezcan contratos de capacidad de una duración superior a un año a algunos proveedores de capacidad se justifica por los elevados costes de capital a los que deben hacer frente y por sus dificultades de financiación.
Así, según la Decisión impugnada, el hecho de que se ofrezcan contratos de capacidad de mayor duración a las nuevas incorporaciones al mercado se justifica por la promoción de la llegada al mercado de nuevos operadores competitivos. Adjudicar a esas nuevas incorporaciones contratos de larga duración les permitirá obtener financiación para su inversión a menor coste. Ello permitirá atenuar las barreras a la entrada a las que deben hacer frente las empresas independientes que no pueden financiar su inversión en nuevas capacidades mediante ingresos procedentes de otras centrales de su cartera. Por tanto, según la Decisión impugnada, al fomentar la competencia en el mercado de capacidad, los contratos de mayor duración podrían reducir los costes soportados por los consumidores en los mercados de energía y de capacidad. La oferta de contratos a más largo plazo debería reducir igualmente el riesgo de que participantes con costes de inversión o de renovación muy elevados intenten recuperar la totalidad de sus costes con un contrato de un único año (considerando 59 de la Decisión impugnada).
Así pues, de la Decisión impugnada se desprende que el hecho de ofrecer contratos de capacidad de mayor duración persigue alcanzar los objetivos tecnológicamente neutros recordados en el apartado 173 anterior, esto es, garantizar la seguridad del abastecimiento de electricidad e incentivar la inversión suficiente en las capacidades. Además, si bien la Decisión impugnada insiste en la necesidad de fomentar las nuevas incorporaciones al mercado, es preciso señalar que el hecho de ofrecer contratos de capacidad de una duración superior a un año persigue una finalidad más amplia, pues los operadores que renuevan centrales existentes pueden obtener asimismo contratos de capacidad de una duración máxima de tres años. De ello se desprende que el hecho de ofrecer contratos de capacidad de mayor duración tiene como finalidad principal paliar las dificultades de financiación de algunos operadores debido a la magnitud de sus gastos de capital garantizándoles que dispondrán de ingresos durante varios años y dándoles los medios para presentar una oferta competitiva en las subastas, lo que les permite recuperar sus costes a lo largo de varios años.
Por lo tanto, procede declarar que el criterio decisivo empleado en la medida controvertida para determinar los operadores que pueden obtener contratos de capacidad de una duración superior a un año es el nivel de gastos de capital y las dificultades de financiación que podrían impedir a esos operadores participar en el mercado de capacidad.
Dado que se estimaba que eran necesarios contratos a más largo plazo para crear condiciones de competencia equitativas, era necesario examinar cuál era la duración necesaria para permitir a cada categoría de proveedores de capacidad participar plenamente en el mercado de capacidad, habida cuenta de sus gastos de inversión y de sus dificultades de financiación, con el fin de cumplir la obligación de ofrecer incentivos adecuados a todos los operadores. Incumbía pues a la Comisión verificar si el hecho de reservar los contratos de capacidad de una duración superior a un año a ciertas tecnologías presentaba carácter discriminatorio y era contrario al objetivo de crear un mercado de capacidad neutro desde el punto de vista tecnológico, lo cual sería contrario a las exigencias de las Directrices.
En tercer lugar, procede declarar que la Comisión respaldó la postura del Reino Unido según la cual no era necesario ofrecer contratos de capacidad de una duración superior a un año a los operadores de gestión de la demanda sin examinar si sus gastos de capital y sus dificultades de financiación hacían necesario ofrecerles la posibilidad de obtener tales contratos para permitirles participar en las subastas, evitando asimismo un precio de cierre demasiado elevado.
De la Decisión impugnada se desprende que la Comisión examinó en detalle las necesidades de financiación de los proveedores de capacidad que construyen nuevas centrales o que renuevan centrales existentes. Así, la Comisión solicitó expresamente al Reino Unido que le aportara información adicional que respaldase sus elecciones en lo que respecta a la duración de los contratos de capacidad, pues los contratos de mayor duración eran en principio más problemáticos y debían justificarse minuciosamente (cuadro 16, página 161, de la notificación). Por tanto, la Comisión pudo basarse en la información detallada aportada por el Reino Unido en lo que concierne a los gastos de capital y a las dificultades de financiación relativas a la construcción de nuevas centrales para determinar la duración óptima de los contratos de capacidad y los umbrales en materia de gastos de capital a los que debían condicionarse dichos contratos. Se trataba de ayudar a esos operadores a obtener la financiación necesaria y evitar que su participación en el mercado de capacidad diera lugar a un precio de cierre demasiado elevado, pero no permitirles recuperar la totalidad de sus costes fijos de inversión basándose únicamente en los ingresos procedentes del mercado de capacidad. La información aportada por el Reino Unido incluía, en particular, varios estudios de casos detallados en los que se analizaban distintos escenarios y modelos de planes de negocios de diversos operadores y de diferentes centrales (apartados 4.3.1, 4.6.5 y C.4.3 de la notificación).
En cambio, de la Decisión impugnada se desprende que la Comisión no procedió a un análisis detallado de los gastos de capital ni de las necesidades de financiación de los operadores de gestión de la demanda. Ciertamente, a raíz del escrito de la UKDRA de 9 de junio de 2014, mediante el que dicha asociación llamaba la atención de la Comisión sobre la diferencia de trato entre productores y operadores de gestión de la demanda, la Comisión solicitó al Reino Unido una respuesta al respecto. Sin embargo, a continuación, la Comisión se limitó a tomar nota de la respuesta del Reino Unido en la que este se limitaba a afirmar, por un lado, que los operadores de gestión de la demanda no tenían las mismas necesidades de capital que los operadores de nuevas centrales y, por otro lado, que la UKDRA no había aportado ninguna prueba cuantitativa en apoyo de su tesis de que eran necesarios contratos de mayor duración para fomentar la participación de los operadores de gestión de la demanda en las subastas (apartado 511 de la notificación).
Pues bien, en primer término, procede señalar que el Reino Unido no ha aportado ningún análisis detallado en apoyo de su postura, en claro contraste con la información relativa a las necesidades de financiación de los productores. La falta de datos relativos a la gestión de la demanda en lo que respecta al Reino Unido fue asimismo puesta de manifiesto por el GET en su informe (véanse, en particular, los apartados 19, 96 y 101 del informe citados en los anteriores apartados 141 y 142). Aunque la Comisión cita parcialmente las conclusiones del informe del GET en el considerando 120 de la Decisión impugnada, no consideró útil recabar por sí misma más información en lo que concierne a la gestión de la demanda para paliar la escasa información aportada por el Reino Unido. Procede pues observar que ni la Decisión impugnada ni la notificación contienen un examen detallado de las necesidades de capital de los operadores de gestión de la demanda.
En segundo término, procede observar que la igualdad de trato en lo que concierne a la duración de los contratos de capacidad a los que pueden licitar los distintos proveedores de capacidad era la reivindicación principal de los operadores de gestión de la demanda tanto ante el Reino Unido como ante la Comisión. Así, de la contribución de la UKDRA a la consulta pública, a la que la Comisión tuvo acceso en el momento de adoptar la Decisión impugnada, se desprende que la UKDRA impugnaba no solo el hecho de que los contratos de capacidad de duración superior a un año estuvieran reservados a las CMU de producción que tuvieran gastos de capital que sobrepasaran ciertos umbrales, sino también los umbrales de gastos de capital elegidos. En particular, la UKDRA instaba expresamente al Reino Unido a modelizar las necesidades de financiación de los distintos tipos de tecnología y a revisar el importe de los umbrales sobre la base de ese modelo. Además, mediante su escrito de 9 de junio de 2014, la UKDRA informó a la Comisión de sus dudas en cuanto a la compatibilidad de los contratos de quince años con las Directrices y, con independencia de la cuestión de la duración de los contratos ofrecidos, reiteró la voluntad de los operadores de gestión de la demanda de poder presentar ofertas para contratos de la misma duración que los ofrecidos a los productores.
En tercer término, tanto la UKDRA como Tempus admiten que los nuevos operadores de gestión de la demanda no tienen necesariamente los mismos gastos de capital que los productores que construyen nuevas centrales. Afirman no obstante que las nuevas CMU de gestión de la demanda tienen, al igual que las nuevas CMU de producción, gastos de capital y dificultades de financiación que justifican la adjudicación de contratos de capacidad de una duración superior a un año, cuyo fin es permitirles participar plenamente en el mercado de capacidad. En particular, Tempus aduce que los operadores de gestión de la demanda deben desarrollar una cartera de clientes suficientemente extensa como para permitirles cubrir un incidente de capacidad de duración indeterminada. Además, las inversiones necesarias para lograr que el consumo eléctrico de cada uno de esos clientes sea flexible en el tiempo, a cuya financiación pueden verse obligados a contribuir los operadores de gestión de la demanda, pueden ser cuantiosas y pueden requerir contratos de capacidad a más largo plazo. Asimismo, el GET señala expresamente en el apartado 99 de su informe que algunas inversiones relativas a la gestión de la demanda «requieren la certidumbre de un contrato de capacidad a largo plazo para obtener financiación» y concluye que es esencial identificar los recursos potenciales en materia de gestión de la demanda que no responderán a las señales del mercado porque los incentivos existentes no permiten cubrir sus necesidades. Los operadores de gestión de la demanda tampoco eran los únicos que afirmaban que todos los proveedores de capacidad deberían poder presentar ofertas para contratos de la misma duración, independientemente de la tecnología utilizada, con el fin de garantizar unas condiciones de competencia equitativas. Así, de la notificación se desprende que varias compañías de electricidad integradas verticalmente habían subrayado que, para permitir una comparación justa de los precios de capacidad, todas las capacidades deberían tener acceso a contratos de la misma duración y todo proveedor de capacidad debería poder elegir una duración de contrato que le permitiera ser competitivo en las subastas (página 79 de la notificación).
En cuarto término, en contra de lo que sostiene la Comisión, no puede reprocharse a Tempus ni a la UKDRA no haber aportado información más detallada durante el procedimiento administrativo. En efecto, según la jurisprudencia, si es necesario, la Comisión debe recabar la información pertinente (véase el anterior apartado 69) que le permita disponer de elementos de evaluación que puedan considerarse suficientes y claros a efectos de su apreciación en el momento de adoptar la Decisión impugnada (véanse, en este sentido, las sentencias de 10 de diciembre de 2008, Kronoply y Kronotex/Comisión,
T‑388/02
, no publicada,
EU:T:2008:556
, apartado
, y de 10 de febrero de 2009, Deutsche Post y DHL International/Comisión,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, apartado
). En consecuencia, para probar la existencia de dudas en el sentido del artículo 4, apartado 4, del Reglamento n.
o
659/1999, basta que Tempus demuestre que la Comisión no investigó ni examinó, de manera diligente e imparcial, todos los elementos pertinentes para ese análisis o que no los tuvo suficientemente en cuenta para eliminar toda duda en cuanto a la compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior.
En el caso de autos, habida cuenta de las consideraciones expuestas en los anteriores apartados 171 a 176, correspondía a la Comisión, ante la falta de información en lo que concierne a las necesidades de capital de los operadores de gestión de la demanda, instruir esta cuestión más detalladamente, aceptando, por ejemplo, la oferta realizada por la UKDRA en su escrito de 9 de junio de 2014 de aportarle más información para poder determinar si la adjudicación de contratos de diferente duración a los operadores de gestión de la demanda y a los demás proveedores de capacidad era compatible con el principio de igualdad de trato, máxime habida cuenta de que el sector de la gestión de la demanda está muy diversificado y de que se ha demostrado que las autoridades del Reino Unido tenían poco conocimiento de este sector comparado con el sector de la producción (véanse los anteriores apartados 141 a 145).
Por último, procede señalar que adjudicar contratos de una duración de hasta tres o quince años a algunos productores tiene efectos sobre la competencia durante toda la duración de los contratos. En la medida en que la Comisión consideraba, en el considerando 131 de la Decisión impugnada, que el sector de la gestión de la demanda todavía estaba en sus inicios en el Reino Unido, debía examinar si el hecho de que los operadores de gestión de la demanda no pudieran presentar ofertas para contratos de la misma duración que los productores reducía sus oportunidades de contribuir a solventar el problema de la adecuación de las capacidades del Reino Unido cuando su sector se hubiera desarrollado en mayor medida. En efecto, la adjudicación de contratos de tres o quince años reduce de cara al futuro la capacidad subastada en el mercado de capacidad.
En quinto término, el GET describe, en el apartado 102 de su informe, el riesgo relacionado con el establecimiento del mercado de capacidad en el Reino Unido sin contar con información suficiente acerca de la gestión de la demanda en los siguientes términos:
«Por todos estos motivos, somos conscientes de que National Grid ha sido incapaz de llevar a cabo un análisis de la gestión de la demanda con el rigor y la calidad que suele caracterizar al resto de su trabajo. No obstante, ello implica que es necesario crear urgentemente un procedimiento sistemático para garantizar que los recursos de la gestión de la demanda no se despilfarren únicamente para que nuevas capacidades de producción permitan subsanar la desviación causada por la ineficacia.»
Por tanto, es preciso declarar que la Comisión respaldó la postura del Reino Unido según la cual no era necesario ofrecer contratos de una duración superior a un año a los operadores de gestión de la demanda sin examinar cuáles eran los niveles de gastos de capital de las nuevas CMU de gestión de la demanda y sin verificar si era necesario fijar umbrales específicos para las CMU de gestión de la demanda a la luz de sus necesidades de financiación y de los objetivos perseguidos por la medida.
Habida cuenta de las anteriores consideraciones, procede concluir que la diferencia entre la duración del contrato de capacidad ofrecida a los operadores de gestión de la demanda y la ofrecida a los productores constituye un indicio de la existencia de dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior. En efecto, la Comisión debía examinar el nivel de gasto de capital y las necesidades de financiación de los operadores de gestión de la demanda para verificar que no existía ninguna violación del principio de igualdad de trato entre las CMU de producción y las CMU de gestión de la demanda a pesar de que los operadores de gestión de la demanda no pudieran obtener en ningún caso contratos de capacidad de una duración superior a un año. Habida cuenta de los objetivos tecnológicamente neutros perseguidos por la medida controvertida y de los criterios en que se basa dicha medida, era necesario proceder a tal examen antes de poder concluir que esta era compatible con el mercado interior. En consecuencia, el hecho de que la Comisión no haya contado, en el marco del procedimiento de examen previo, con información completa en lo que respecta a la elección del Reino Unido de no permitir a los operadores de gestión de la demanda participar en licitaciones para contratos de la misma duración que los de otras tecnologías es un indicio de la existencia de dudas.
2)

Sobre el método de recuperación de los costes
Tempus sostiene esencialmente que la Comisión debería haber albergado dudas en cuanto al carácter proporcionado de la medida controvertida y, en consecuencia, en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior debido al método de recuperación de los costes elegido, que, a su parecer, no incita suficientemente a los consumidores a reducir su consumo durante los picos de demanda y no permite pues limitar el importe total de la ayuda al mínimo necesario.
Así, Tempus aduce que el método de recuperación de los costes adoptado, a saber, una recuperación de costes basada en la electricidad consumida entre las 16 y las 19 horas de cada día de la semana durante el invierno, en lugar de en el consumo durante los tres picos de demanda más elevados del año (la tríada), va en detrimento de los operadores de gestión de la demanda y viola el principio de proporcionalidad al aumentar el importe de la ayuda concedido. A su parecer, un método de tales características hace más difícil para los consumidores no contribuir a los costes del mercado de capacidad reduciendo su consumo, es decir, la demanda, en el momento pertinente, habida cuenta del carácter inevitable de dicho consumo para las empresas y las familias. Señala que ello es tanto más cierto cuanto que las pequeñas empresas y los consumidores residenciales no pueden evitar los costes del mercado de capacidad mediante acciones de gestión de la demanda debido a que en el Reino Unido están clasificados en función de su perfil y no en función de su consumo cada media hora.
Tempus estima asimismo que, al no incitar suficientemente a los consumidores a reducir la demanda de electricidad precisamente cuando esta es más alta y la capacidad más baja, el método adoptado aumenta el importe de la ayuda concedida y obliga al Reino Unido a procurarse más capacidad de la necesaria. Pues bien, según Tempus, el Reino Unido no niega que una señal de precio más clara podría reducir el importe de la ayuda, puesto que inicialmente había optado por el método de la tríada, antes de cambiar de opinión tras el cierre de la consulta pública nacional.
Tempus afirma asimismo que la modificación del método de recuperación de los costes fue solicitada específicamente por los proveedores integrados verticalmente, que se beneficiaron del cambio efectuado. Pues bien, un mes antes de la adopción de la Decisión impugnada, el 26 de junio de 2014, el Office of Gas and Electricity Management (OFGEM, Oficina de los Mercados del Gas y de la Electricidad, Reino Unido) decidió solicitar formalmente a la Competition and Markets Authority (Autoridad de la Competencia y de los Mercados, Reino Unido) que llevara a cabo una investigación acerca del mercado del suministro de gas y electricidad a los particulares y a las pequeñas empresas debido, en particular, a la inquietudes suscitadas por la fuerte posición de los proveedores integrados verticalmente, en particular, en lo que concierne al acceso al mercado en un mercado en el que la competencia ya es débil (anexo E3 de las observaciones sobre el escrito de formalización de la intervención, apartados 3.16 a 3.18, y anexo E4 de las observaciones sobre el escrito de formalización de la intervención, apartado 1.39).
La Comisión contesta que el método de recuperación de los costes se halla comprendido en la parte financiera del mercado de capacidad, que no es pertinente, al menos directamente, para la apreciación de la compatibilidad de la medida controvertida. Afirma que el método de recuperación de costes empleado en el caso de autos es un compromiso entre el interés de mantener un incentivo a la reducción del consumo y reducir la incertidumbre de los proveedores de electricidad en lo que concierne a la parte de los costes que permanecen a su cargo, y que el análisis realizado en la Decisión impugnada se basaba en las explicaciones dadas por el Gobierno del Reino Unido en la notificación en respuesta al escrito de la UKDRA. La Comisión sostiene que dicho método de recuperación de los costes beneficia a los operadores de gestión de la demanda y que, en todo caso, añade un nivel adicional de tarificación de los picos de demanda, cosa que no sucede con otros métodos, como las tarifas a tanto alzado o el impuesto. El Reino Unido añade que, cuando se llevó a cabo la consulta pública nacional, se solicitó específicamente a los participantes que propusieran alternativas al método de recuperación de los costes basado en la tríada.
A este respecto, las Directrices disponen que una medida de ayuda únicamente se considerará proporcionada si su importe se limita al mínimo necesario para lograr el objetivo perseguido [apartado 27, letra e), y apartado 69 de las Directrices]. Además, en lo que atañe a las medidas de ayuda a favor de la adecuación de la capacidad, estas deberán estar concebidas de tal modo que garanticen que el precio pagado por disponibilidad tienda automáticamente a cero cuando el nivel de capacidad suministrada se espere que sea adecuado para satisfacer el nivel de capacidad exigida (apartado 231 de las Directrices).
En el caso de autos, procede comenzar declarando que el método de recuperación de los costes soportados para financiar los contratos de capacidad adoptado en la medida controvertida consiste en una tasa que se aplica a todos los proveedores de electricidad autorizados, cuyo importe se calcula sobre la base de su cuota de mercado en lo que concierne a la demanda de electricidad registrada entre las 16 y las 19 horas entre semana, de noviembre a febrero (considerando 69 de la Decisión impugnada).
A continuación procede observar que, en la Decisión impugnada, la Comisión aprobó el método de recuperación elegido para la medida controvertida. Así, consideró que dicho método incita a reducir la demanda de electricidad durante los picos de demanda, al tiempo que es previsible para los proveedores de electricidad (considerando 129 de la Decisión impugnada).
Por tanto, es preciso verificar si la Comisión podía aprobar el método de recuperación de los costes adoptado en la medida controvertida sin incoar el procedimiento de investigación formal o si dicho método debería haber llevado a la Comisión a albergar dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida con el mercado interior.
A este respecto, en primer lugar, en contra de lo que sostiene la Comisión, procede declarar que el método de recuperación de los costes es pertinente para apreciar la compatibilidad de la medida con el mercado interior, y, en particular, su carácter proporcionado.
En efecto, en primer término, el importe de la ayuda depende del volumen de capacidad comprado mediante el mercado de capacidad y del precio de cierre de las subastas. Pues bien, por un lado, el volumen de capacidad subastado por el Reino Unido se determina mediante una estimación de la demanda de electricidad y de las capacidades disponibles y mediante la aplicación de una norma de fiabilidad con la que se pretende alcanzar el nivel deseado de adecuación de la capacidad durante los picos de demanda (considerando 32 de la Decisión impugnada). Por tanto, el volumen de capacidad necesario está directamente relacionado con el nivel de electricidad consumido durante los picos de demanda. Cuanto menos elevados sean los picos de demanda, menor será la necesidad del Reino Unido de comprar capacidad para alcanzar el nivel deseado de seguridad de abastecimiento de electricidad. Por otro lado, la reducción del volumen de capacidad subastado puede llevar igualmente a reducir el precio de cierre, pues ello lleva a competir por un mismo volumen de capacidad a un mayor número de proveedores de capacidad. Como reconoce el Reino Unido en su notificación, una mayor competencia lleva a reducir el precio de cierre (apartado 2, «Box 2 — When will it be possible to withdraw the Capacity Market?», de la notificación). En la notificación se reconoce asimismo que la reducción del consumo de electricidad durante los picos de demanda lleva, en último término, a la salida del mercado de capacidad (véanse los esquemas 8 y 9 de la página 47 de la notificación, en los que se indica que el problema del
missing money
se reducirá a medida que la gestión de la demanda progrese).
En segundo término, el Reino Unido ha admitido que el método de la recuperación de los costes del mercado de capacidad influye en el volumen de capacidad subastado. Así, el Reino Unido explica que el hecho de vincular la tasa que ha de financiar la recuperación de los costes del mercado de capacidad al consumo de electricidad durante los picos de demanda incita claramente a las partes interesadas a reducir su consumo durante esos picos, lo que merma la cantidad de capacidad que ha de comprarse para alcanzar el nivel de seguridad de abastecimiento deseado, y, en consecuencia, disminuye el coste para los consumidores (apartado 624 del proyecto de mercado de capacidad sometido a consulta pública).
En segundo lugar, de la notificación se desprende que el Reino Unido modificó el método de recuperación de los costes tras la consulta pública. En efecto, inicialmente, dicho Estado miembro había previsto calcular el importe de la tasa sobre la base de la cuota de mercado de los proveedores de electricidad en lo que concierne a la demanda de electricidad registrada durante los períodos denominados de «tríada», es decir, los tres períodos de media hora en los que se hayan registrado los picos de consumo de electricidad más elevados del año en el Reino Unido durante el período comprendido entre noviembre y febrero (apartados 521 y 522 de la notificación). No fue hasta después de la consulta pública que el Reino Unido modificó el método de recuperación de los costes y adoptó el descrito en el anterior apartado 200, a saber, un método de recuperación de los costes basado en el consumo de electricidad entre las 16 y las 19 horas de los días entre semana durante el invierno.
En tercer lugar, procede declarar que la Comisión dio su respaldo a la postura del Reino Unido sin examinar las consecuencias de ese cambio para el importe total de la ayuda, y, por ende, para el carácter proporcionado de la medida controvertida.
En su escrito de 9 de junio de 2014, la UKDRA hizo partícipe a la Comisión de sus preocupaciones a raíz del cambio de método de recuperación de los costes. Por un lado, según la UKDRA, tal método distorsionaría la señal del precio que debía enviarse a los consumidores durante los picos de demanda más elevados para que estos redujeran su consumo. Por otro lado, llamaba igualmente la atención de la Comisión sobre el hecho de que los consumidores residenciales se clasificaban según perfiles pre-establecidos y que estos no podrían evitar los costes del mercado de capacidad modificando su consumo entre las 16 y las 19 horas.
Ciertamente, a raíz del escrito de la UKDRA de 9 de junio de 2014, la Comisión solicitó al Reino Unido que diera una respuesta. No obstante, a continuación, la Comisión se limitó a tomar nota de la respuesta del Reino Unido en la que este se limitaba a afirmar que el método de recuperación de los costes finalmente adoptado seguía siendo un incentivo para reducir el consumo de electricidad durante los picos de demanda, al tiempo que resultaba más previsible para los proveedores (considerando 129 de la Decisión impugnada). En particular, según el Reino Unido, puesto que los períodos de tríada se determinan
ex post
, utilizarlos como período de referencia para el cálculo de la tasa generaba incertidumbre para los proveedores en cuanto al importe de su contribución a la financiación del sistema, lo que podía incitarles a imponer un precio más elevado a los consumidores. El Reino Unido afirmaba igualmente que el hecho de tomar como referencia un período determinado y previsible para el cálculo de la tasa pretendía igualmente fomentar el desarrollo de una tarificación en función de la hora de consumo, lo que debería resultar ventajoso para los consumidores residenciales, quienes podrían entonces reaccionar y reducir su consumo entre las 16 y las 19 horas en los días entre semana durante los meses de invierno (apartado 522 de la notificación).
Pues bien, a pesar del reconocimiento de la influencia del método de recuperación de los costes sobre el volumen de capacidad que es preciso procurarse a través del mercado de capacidad, de la Decisión impugnada se desprende que la Comisión no verificó si el nuevo método de recuperación de los costes mantenía efectivamente un incentivo equivalente para la reducción del consumo de electricidad durante los picos de demanda, en particular fomentando el desarrollo de la gestión de la demanda.
La Comisión tampoco verificó si el método de recuperación de los costes adoptado afectaba al acceso al mercado, especialmente el de los operadores de gestión de la demanda, en particular al aumentar los obstáculos a la entrada y a la expansión como consecuencia de la fuerte posición de los proveedores integrados verticalmente. Pues bien, una medida de ayuda también puede tener efectos falseadores al permitir al beneficiario aumentar o mantener un poder de mercado sustancial. Incluso cuando no refuerza directamente un poder de mercado sustancial, puede hacerlo indirectamente, desincentivando la expansión de los competidores existentes, provocando su salida o impidiendo la llegada de nuevos competidores (apartado 92 de las Directrices).
En cuanto a la alegación del Reino Unido de que el método inicialmente propuesto podía incitar a los proveedores de electricidad a imponer una prima más elevada a los consumidores finales, la Comisión no explicó cómo ese riesgo podía incidir en el importe total de la ayuda. Además, la Comisión no examinó si para los consumidores esa prima podía ser compensada con la posibilidad de reducir el volumen de capacidad adquirida a través del mercado de capacidad o el precio de cierre, por los motivos expuestos en los anteriores apartados 204 y 205.
A la luz de cuanto antecede, procede concluir que la Comisión debía examinar la posible incidencia del cambio de método de recuperación de los costes sobre el carácter proporcionado de la medida controvertida y, en consecuencia, sobre su compatibilidad con el mercado. Por consiguiente, el hecho de que la Comisión no haya dispuesto de información completa en lo que concierne a las consecuencias del cambio de método de recuperación de los costes en el marco del procedimiento de examen previo constituía un indicio adicional de la existencia de dudas.
3)

Sobre los requisitos de participación en el mercado de capacidad
Tempus sostiene esencialmente que la Comisión debería haber albergado dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior puesto que esta es contraria a las Directrices e incumple, en particular, la obligación de apoyar y ofrecer un incentivo adecuado a los operadores de gestión de la demanda, debido a los requisitos de participación en el mercado de capacidad a los que se hallaban sometidos los operadores de gestión de la demanda, que dificultaban su participación en dicho mercado.
En primer término, Tempus sostiene que la interacción entre las subastas transitorias y las subastas permanentes incita a los operadores de gestión de la demanda a participar en las subastas transitorias debido a que los requisitos de participación son más favorables, lo que lleva de hecho a excluirlos de las primeras subastas T‑4. Afirma que, en lugar de fomentar la participación de operadores de gestión de la demanda en el mercado de capacidad dándoles una ocasión adicional para licitar, las subastas transitorias tienen en realidad como consecuencia que su participación en las subastas permanentes queda limitada.
En segundo término, Tempus sostiene que la medida controvertida va en detrimento de los operadores de gestión de la demanda al obligar a todos los participantes del mercado de capacidad a garantizar la cobertura de incidentes de capacidad de una duración indeterminada, siendo así que la mayoría de los incidentes de capacidad tienen una duración limitada en el tiempo. Aduce que, en consecuencia, la medida controvertida no tiene suficientemente en cuenta las particularidades de los operadores de gestión de la demanda y desincentiva su participación en el mercado de capacidad.
En tercer término, Tempus sostiene que el hecho de someter a los participantes en el mercado de capacidad a la misma obligación de garantía de licitación puede causar un problema de entrada en el mercado para los operadores de gestión de la demanda, debido a que el sector se encuentra todavía en una fase temprana. Según afirma, el problema se ve agravado por la obligación de presentar ofertas para cubrir incidentes de capacidad de una duración indeterminada. Aduce que el Reino Unido había previsto inicialmente someter a los nuevos operadores de gestión de la demanda a una garantía de licitación inferior a la de los nuevos productores. Según Tempus, la medida controvertida constituye un freno a la participación de los operadores de gestión de la demanda en el mercado de capacidad.
En cuarto término, en respuesta a la alegación formulada por la Comisión en el escrito de contestación según la cual el umbral mínimo de participación en las subastas permanentes, fijado en 2 MW, era bajo y permitía fomentar la participación de los operadores de gestión de la demanda, Tempus alega que este umbral es en realidad bastante elevado, en particular a la luz del umbral adoptado en los ejemplos americanos del mercado de capacidad, y refuerza los problemas derivados del importe de la garantía de licitación.
La Comisión, apoyada por el Reino Unido, aduce, en primer término, que la medida controvertida no obliga a los operadores de gestión de la demanda a elegir entre las subastas transitorias y las subastas permanentes, sino que, al contrario, ofrece una oportunidad adicional a los operadores de gestión de la demanda que no pudieron participar en las primeras subastas T‑4, o que participaron en ellas sin éxito, para fomentar el crecimiento del sector. Afirma que, puesto que las subastas transitorias no tienen como finalidad servir de apoyo adicional a los operadores de gestión de la demanda capaces de ganar las subastas permanentes, excluir de tales subastas a los operadores de gestión de la demanda que han participado con éxito en las subastas permanentes está justificado.
En segundo término, la Comisión sostiene que, a la luz del objetivo perseguido por la medida controvertida, a saber, la seguridad del abastecimiento con independencia de la duración efectiva de cada situación de tensión en la red, la imposibilidad de presentar ofertas para incidentes de capacidad a plazo fijo no constituye una discriminación de los operadores de gestión de la demanda, en la medida en que prever tal posibilidad limitaría la fiabilidad de los operadores de gestión de la demanda respecto de los demás proveedores de capacidad, haría más complejas las subastas y podría obligar asimismo al Reino Unido a intentar obtener más capacidad. El Reino Unido añade que, si bien la posibilidad de presentar ofertas para incidentes de capacidad a plazo fijo puede ser útil en el sector de la gestión de la demanda, puesto que este está más familiarizado con ella y puede así presentar ofertas más precisas, tal posibilidad no está justificada en las subastas permanentes pues podría hacer peligrar el objetivo perseguido o hacerlo más costoso.
En tercer término, la Comisión considera que el requisito de constituir una garantía de licitación es razonable. Señala que tal garantía tiene como finalidad garantizar la seriedad de la participación de los nuevos operadores e incitarles a aportar las capacidades necesarias para alcanzar el objetivo de seguridad del abastecimiento. Afirma que durante el procedimiento administrativo previo no se ha invocado ningún problema de discriminación a este respecto. La Comisión precisa igualmente que la diferencia entre los importes de la garantía de licitación exigida en el marco del régimen permanente y la exigida en el marco del régimen transitorio se debe al hecho de que este último ha sido especialmente concebido para apoyar a los nuevos operadores de gestión de la demanda. El Reino Unido añade que la mayoría de las respuestas a la consulta pública apoyaban la inclusión de una exigencia de garantía para los operadores de gestión de la demanda y consideraban que el nivel propuesto era adecuado.
Por último, en la dúplica, la Comisión sostiene que las alegaciones de Tempus relativas al umbral mínimo de 2 MW son inadmisibles, puesto que se han formulado por primera vez en la fase réplica. Afirma, además, que el umbral mínimo de 2 MW es bajo.
A este respecto, procede recordar que las Directrices disponen, en su apartado 226, que las medidas de ayuda deberán estar abiertas y ofrecer incentivos adecuados tanto a los productores actuales como futuros y a los operadores que utilicen tecnologías sustituibles, tales como una respuesta por el lado de la demanda o soluciones de almacenamiento.
En el caso de autos, procede declarar de entrada que la notificación indica que la medida controvertida contiene un cierto número de medidas destinadas a fomentar el desarrollo de la gestión de la demanda.
En primer término, la notificación indica expresamente que la organización de subastas transitorias tiene como finalidad fomentar el crecimiento de la gestión de la demanda y dar a los operadores de gestión de la demanda las mejores posibilidades de participar con éxito más adelante en el régimen permanente. Más allá de su propia existencia, las subastas transitorias presentan ciertas características destinadas a fomentar el desarrollo de la gestión de la demanda. Así, la garantía de licitación para participar en las subastas transitorias se ha fijado a un nivel limitado del 10 % del nivel requerido para la participación en las subastas permanentes. Además, las subastas transitorias permiten presentar ofertas para cubrir incidentes de capacidad a plazo fijo, mientras que las subastas permanentes exigen a los participantes que se comprometan a cubrir incidentes de capacidad de una duración indeterminada (apartados 222 y 223 de la notificación).
En segundo término, la notificación señala que la organización de subastas T‑1 y, en particular, la garantía de que el Reino Unido se procurará por ese medio al menos el 50 % del volumen de capacidad inicialmente reservado para tales subastas, con independencia de cuál sea la evolución de las necesidades de capacidad entre el momento en que se organicen las subastas T‑4 y el momento en que se organicen las subastas T‑1 (apartados 224 a 226 de la notificación), fomentan el desarrollo de la gestión de la demanda.
En tercer término, la notificación subraya que el desarrollo de la gestión de la demanda también se ve incentivado por ciertos requisitos exigidos para la participación en las subastas duraderas. En particular, se trata de la fijación del umbral mínimo en 2 MW, las posibilidades de agregación y la posibilidad de que disponen los operadores de gestión de la demanda de influir en el precio de cierre (apartado 224 de la notificación).
En la Decisión impugnada, la Comisión respalda la postura del Reino Unido. Así, indica expresamente, en el considerando 131 de la Decisión impugnada, que la medida controvertida fomenta el desarrollo de la gestión de la demanda e incluye medidas especialmente destinadas a ayudar a desarrollar dicho sector, que se encuentra aún en sus inicios. De la Decisión impugnada se desprende que se hace referencia, en particular, al hecho de que las subastas transitorias están «reservadas» a los operadores de gestión de la demanda y han sido específicamente estructuradas para fomentar el desarrollo de la gestión de la demanda, ayudando a los operadores de gestión de la demanda que aún no presentan la suficiente madurez a ser competitivos en las subastas permanentes (considerandos 51 y 107 de la Decisión impugnada). Se trata igualmente de la garantía de que se organizarán subastas T‑1, que son una «mejor vía de acceso al mercado» para los operadores de gestión de la demanda que las subastas T‑4, y al hecho de que el Reino Unido «se compromete» a procurarse al menos el 50 % del volumen reservado a tales subastas, si bien conserva cierta flexibilidad a largo plazo (considerando 46 de la Decisión impugnada).
Procede pues verificar si la Comisión podía dar el visto bueno a la medida como incentivo adecuado de la gestión de la demanda sin incoar el procedimiento de investigación formal o si debería haber albergado dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior.
i)

En lo que atañe a las subastas transitorias
Tempus sostiene, en esencia, que los requisitos de participación más favorables tendrán como consecuencia que los operadores de gestión de la demanda preferirán participar en las subastas transitorias. Según Tempus, ello llevará a excluir de hecho a los operadores de gestión de la demanda de las primeras subastas T‑4, lo que desembocará igualmente en el cierre del mercado como consecuencia de los contratos de capacidad a largo plazo, adjudicados a los productores en las subastas.
A este respecto procede declarar, en primer término, que la medida controvertida no excluye a los operadores de gestión de la demanda de las subastas duraderas T‑4 y T‑1 siempre que cumplan los requisitos de participación establecidos.
En segundo término, en contra de lo que Tempus afirma, procede declarar que no existe una verdadera exclusión mutua entre la participación en las subastas transitorias y la participación en las subastas permanentes. Por un lado, los operadores de gestión de la demanda cuyas ofertas no resulten seleccionadas en las primeras subastas T‑4 siguen teniendo la posibilidad participar en las subastas transitorias. Por otro lado, aquellos operadores de gestión de la demanda que hayan licitado con éxito en las subastas transitorias pueden participar a continuación en las subastas permanentes T‑4 y T‑1 posteriores. Por tanto, la medida controvertida no obliga a los operadores de gestión de la demanda a elegir entre participar en las subastas transitorias o participar en las subastas permanentes.
Ciertamente, los operadores de gestión de la demanda que hayan obtenido un contrato de capacidad a raíz de las primeras subastas T‑4 no pueden participar en las subastas transitorias. En contra de lo que sostiene Tempus, esta limitación no supone la exclusión de los operadores de gestión de la demanda de las primeras subastas T‑4. En efecto, las subastas transitorias tienen como única finalidad ayudar a desarrollarse a los operadores de gestión de la demanda que aún no presenten la suficiente madurez como para participar con éxito en las primeras subastas permanentes, ofreciéndoles una posibilidad adicional de recibir un pago de capacidad a partir de 2015 y de 2016, para ser más competitivos en las siguientes subastas permanentes. A este respecto, como aduce fundadamente la Comisión, el hecho de que el sector de la gestión de la demanda se encuentre aún en sus inicios no excluye que algunos operadores de gestión de la demanda ya hayan alcanzado un nivel de madurez suficiente como para participar de manera competitiva en las subastas permanentes a partir de las primeras subastas T‑4.
En tercer término, en lo que atañe al riesgo de cierre del mercado debido a la menor participación de los operadores de gestión de la demanda en las primeras subastas T‑4 y a la consiguiente adjudicación de demasiados contratos de capacidad a largo plazo a los productores, esta alegación se examinará con las alegaciones relativas a la interacción entre las subastas T‑4 y las subastas T‑1. En efecto, el riesgo de cierre del mercado alegado por Tempus supone que el volumen de capacidad reservado a las subastas T‑1 no permita el desarrollo de la gestión de la demanda.
Procede pues concluir que la interacción entre las subastas transitorias y las subastas permanentes no lleva a excluir a los operadores de gestión de la demanda de las subastas permanentes.
No obstante, procede señalar igualmente que las subastas transitorias no forman parte, por definición, del régimen permanente. Además, en contra de lo que la Comisión indica en el considerando 51 de la Decisión impugnada, de los autos se desprende que las referidas subastas transitorias no se reservan únicamente para los operadores de gestión de la demanda, sino que también están abiertas para las pequeñas unidades de producción, como se indica en el artículo 29 del Reglamento de 2014 relativo a la Capacidad Eléctrica. En estas circunstancias, procede examinar igualmente si las subastas permanentes procuran a los operadores de gestión de la demanda incentivos adecuados.
ii)

En lo que atañe a las subastas T‑1 y a su interacción con las subastas T‑4
Tempus aduce esencialmente que las subastas permanentes no ofrecen incentivos adecuados a los operadores de gestión de la demanda porque, por un lado, las subastas T‑4 no se adaptan a los plazos de ejecución (
lead-time
) de los operadores de gestión de la demanda, y, por otro lado, el volumen de capacidad reservado a las subastas T‑1 es limitado.
A este respecto, procede declarar de entrada que las subastas T‑1 revisten especial importancia para los operadores de gestión de la demanda.
En efecto, las partes coinciden en que las subastas T‑1 pueden resultar más adecuadas para los operadores de gestión de la demanda que las subastas T‑4 debido a los plazos de ejecución de dichos operadores. Así, según la Decisión impugnada, las subastas T‑1 constituyen una «mejor vía de acceso al mercado» para los operadores de gestión de la demanda (considerando 46 de la Decisión impugnada). Asimismo, Tempus afirma en su demanda que es posible que resulte difícil para los operadores de gestión de la demanda participar en las subastas T‑4, puesto que dichas subastas exigen que se presenten ofertas y se realicen inversiones inmediatamente para proporcionar capacidades cuatro años más tarde y obtener un pago cuatro años después.
Además, en la medida controvertida el volumen de capacidad reservado para las subastas T‑1 se calcula sobre la base de una estimación de la gestión de la demanda rentable que podría participar en dichas subastas (considerando 45 de la Decisión impugnada).
Pues bien, en primer término, procede declarar que el volumen de capacidad reservado a las subastas T‑1 es un volumen limitado en comparación con el volumen de capacidad subastado en las subastas T‑4. Además, las subastas T‑1 no están reservadas en modo alguno a los operadores de gestión de la demanda y una parte del volumen de capacidad subastado en las subastas T‑1 puede pues adjudicarse a proveedores de capacidad que no sean operadores de gestión de la demanda.
En segundo término, en contra de lo que indica la Comisión en el considerando 46 de la Decisión impugnada, de los autos se desprende que no hay garantía de que el Reino Unido organice subastas T‑1 si se organizan subastas T‑4, ni de que se procure por ese medio al menos el 50 % del volumen inicialmente reservado a las subastas T‑1. Así, si bien los artículos 7, apartado 4, letra b), 10 y 26 del Reglamento de 2014 relativo a la Capacidad Eléctrica, leídos conjuntamente, indican que el secretario de Estado podrá decidir no organizar subastas T‑1, el texto guarda silencio acerca del compromiso de subastar al menos el 50 % del volumen de capacidad inicialmente reservado a tales subastas. En la vista, en respuesta a las preguntas planteadas por el Tribunal, los representantes de la Comisión y del Reino Unido tampoco fueron capaces de identificar una disposición jurídica en la que se confirmase la existencia de tal garantía, más allá de las declaraciones políticas del Reino Unido.
A la luz de cuanto antecede, procede concluir que, si bien la organización de subastas T‑1 puede favorecer efectivamente el desarrollo de la gestión de la demanda, la Comisión debería haber albergado dudas acerca de la magnitud de ese efecto incentivador en el caso de autos, habida cuenta del volumen limitado de capacidad reservado a las subastas T‑1 y de la inexistencia de una disposición jurídica expresa que confirme la garantía de que el Reino Unido se procurará al menos el 50 % del volumen reservado a dichas subastas.
iii)

En lo que concierne a los requisitos de participación en las subastas permanentes
Tempus sostiene, en esencia, que los requisitos de participación en las subastas permanentes no permiten ofrecer incentivos adecuados a los operadores de gestión de la demanda. Según Tempus, habida cuenta de algunos de los requisitos de participación, es poco probable que esos operadores puedan participar en las subastas T‑4. Tempus se basa, en particular, en la imposibilidad de que dichos operadores presenten ofertas para obligaciones que cubran incidentes de capacidad a plazo fijo y en el importe de la garantía de licitación.
En primer lugar, en lo que atañe a la duración de los incidentes de capacidad, Tempus sostiene que la medida controvertida discrimina a los operadores de gestión de la demanda al tratar de manera equivalente a todos los participantes en las subastas permanentes y al obligar a todos ellos, incluidos los referidos operadores, a presentar ofertas para incidentes de capacidad de duración indeterminada.
A este respecto, procede declarar, tal y como subraya Tempus, que el Reino Unido ha optado, en lo que concierne al régimen permanente, por exigir a todos los operadores que puedan responder a incidentes de capacidad de una duración indeterminada. En cambio, en lo que atañe a las subastas transitorias, el artículo 29, apartado 3, del Reglamento de 2014 relativo a la Capacidad Eléctrica permite a los operadores de gestión de la demanda optar entre presentar ofertas para una obligación que cubra incidentes de capacidad a plazo fijo o incidentes de una duración indeterminada. Además, tal y como reconoce el Reino Unido en los escritos que ha presentado ante el Tribunal, los operadores de gestión de la demanda están más familiarizados con las obligaciones a plazo fijo y estas pueden ayudarles a cuantificar con precisión su exposición al riesgo, lo que tiene como resultado ofertas más precisas en el marco del régimen permanente.
Sin embargo, la Comisión aduce fundadamente que ofertas limitadas a la cobertura de incidentes de capacidad a plazo fijo ofrecen un nivel de seguridad de abastecimiento menor que las ofertas que cubren incidentes de capacidad de duración indeterminada y no permiten alcanzar tan fácilmente el nivel de seguridad de abastecimiento deseado. Así pues, el hecho de exigir a todos los proveedores de capacidad que cubran incidentes de capacidad de duración indeterminada, haciendo así pesar sobre los operadores de gestión de la demanda el riesgo de incumplimiento en caso de incidentes de capacidad que se prolonguen en el tiempo, no genera dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior, siempre que esta medida tenga en cuenta las necesidades de financiación propias de cada tecnología para permitir a todos los proveedores de capacidad participar efectivamente en el mercado de capacidad. Tal y como se ha expuesto en los anteriores apartados 182 a 192, no parece sin embargo que la Comisión haya intentado verificar si la medida controvertida tenía en cuenta las necesidades de financiación de los operadores de gestión de la demanda.
En segundo lugar, en lo que concierne a la garantía de licitación, Tempus sostiene que el hecho de someter a todos los participantes en el mercado de capacidad a la misma obligación de garantía de licitación puede causar un problema de entrada en el mercado para los operadores de gestión de la demanda debido a que el sector de la gestión de la demanda es aún incipiente.
A este respecto, en primer término, procede señalar que el Reino Unido ha admitido que la garantía de licitación puede constituir una barrera a la entrada de nuevos operadores de gestión de la demanda. En efecto, de los autos se desprende que el Reino Unido había previsto inicialmente reducir el importe de la garantía de licitación para las CMU de gestión de la demanda no confirmadas con el fin de evitar que dicha garantía supusiera una barrera a la entrada de nuevos operadores de gestión de la demanda (apartado 565 del proyecto de mercado de capacidad sometido a consulta pública). Asimismo, durante la consulta pública, algunos operadores de gestión de la demanda declararon igualmente que el importe de la garantía de licitación constituía una barrera a la entrada de nuevos operadores de gestión de la demanda. El importe de la garantía de licitación puede constituir asimismo una barrera a la entrada para los nuevos operadores de gestión de la demanda debido a que todos los participantes en el mercado de capacidad deben comprometerse a cubrir incidentes de capacidad de duración indeterminada, siendo así que los operadores de gestión de la demanda pueden tener mayores dificultades que los productores para cubrir incidentes de capacidad que se prolonguen en el tiempo. En la medida en que los operadores de gestión de la demanda corren el riesgo potencial de que se considere que tienen más probabilidades de no cumplir sus obligaciones, podrían tener más dificultades para financiar el importe de la garantía de licitación.
En segundo término, procede declarar que, a raíz de las observaciones de los productores y de los distribuidores en respuesta a la consulta pública, el Reino Unido decidió alinear, en la medida controvertida, la garantía de licitación impuesta a las CMU de gestión de la demanda no confirmadas y la exigida a las nuevas CMU de producción que todavía no estaba operativas. Por tanto, la medida controvertida es menos favorable para los operadores de gestión de la demanda que el sistema inicialmente previsto para responder a las dificultades de financiación de dichos operadores.
Sin embargo, como subraya la Comisión en su escrito de contestación, si bien el Reino Unido había previsto inicialmente que la garantía de licitación se perdiera íntegramente en caso de no proceder al suministro, cabe señalar que la medida controvertida prevé que, en adelante, la garantía de licitación únicamente se perderá en proporción al volumen de capacidad que no haya sido efectivamente suministrado por los operadores de gestión de la demanda, siempre que estos suministren al menos el 90 % del volumen de capacidad que se habían comprometido a suministrar. Por tanto, la medida controvertida contiene una medida específicamente destinada a compensar a los operadores de gestión de la demanda por la pérdida de la ventaja consistente en un importe reducido de la garantía de licitación a raíz de la equiparación del importe de la garantía de licitación exigido a las CMU de gestión de la demanda no confirmadas con el exigido a las nuevas CMU de producción.
Por consiguiente, habida cuenta del objetivo perseguido por la imposición de una garantía de licitación, la equiparación del importe de la garantía de licitación exigido a las CMU de gestión de la demanda no confirmadas con el exigido a las nuevas CMU de producción no basta, por sí sola, para crear dudas en cuanto a la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior, siempre que dicha medida tenga en cuenta las necesidades de financiación específicas de cada tecnología para permitir a todos los proveedores de capacidad participar efectivamente en el mercado de capacidad. No obstante, tal y como se ha expuesto en los anteriores apartados 182 a 192, no parece que la Comisión haya verificado si la medida controvertida tenía en cuenta las necesidades de financiación de los operadores de gestión de la demanda.
En tercer lugar, en respuesta a las alegaciones formuladas por la Comisión en su escrito de contestación, Tempus aduce que el hecho de haber fijado el umbral mínimo de participación en 2 MW constituye una barrera a la participación de los operadores de gestión de la demanda en el mercado de capacidad.
Procede declarar de entrada que la alegación de Tempus relativa a dicho umbral guarda relación con la alegación contenida en la demanda relativa al trato discriminatorio o desfavorable de los operadores de gestión de la demanda en el mercado de capacidad, tal y como la propia Tempus indicó en la vista. Además, esta alegación fue formulada en respuesta a las planteadas por la Comisión en el escrito de contestación, en las que alegaba que dicho umbral era bajo y favorable a la gestión de la demanda. Así, en el caso de autos, la alegación en cuestión no solo guarda una estrecha relación con la demanda, sino que además es el resultado del desarrollo normal del debate en un procedimiento judicial (véase, en este sentido, la sentencia de 26 de noviembre de 2013, Groupe Gascogne/Comisión,
C‑58/12 P
,
EU:C:2013:770
, apartado
). Por tanto, en contra de lo que sostiene la Comisión, esta alegación debe considerarse una ampliación de una alegación formulada en la demanda.
A continuación, procede observar que la notificación presenta el umbral mínimo de participación de 2 MW como poco elevado habida cuenta del umbral de participación adoptado por National Grid en el marco de otras medidas y, en consecuencia, como una de las medidas que permiten incitar a los operadores de gestión de la demanda a participar en el mercado de capacidad (apartado 224 de la notificación).
Sin embargo, en primer término, es preciso señalar que el umbral de participación del mercado de capacidad PJM era de tan solo 100 kW, esto es, 20 veces menor que el umbral establecido por la medida controvertida. Pues bien, el Reino Unido toma expresamente como referencia el referido mercado de capacidad PJM en la notificación en apoyo de su afirmación de que la medida controvertida permite desarrollar el sector de la gestión de la demanda (apartado 221 de la notificación).
En segundo término, si bien es cierto que los operadores de gestión de la demanda tienen efectivamente la posibilidad de agregar varios sitios para poder alcanzar el umbral mínimo de 2 MW, procede señalar que deberán abonar la garantía de licitación por los 2 MW en su totalidad si una parte de ese volumen, aunque sea mínima, está constituida por capacidades de gestión de la demanda no confirmadas. Pues bien, por los motivos expuestos en los anteriores apartados 249 a 252, el importe de la garantía de licitación puede constituir una barrera a la entrada de nuevos operadores de gestión de la demanda.
En consecuencia, la Comisión debería haber albergado dudas en lo que concierne a la afirmación de que la fijación del umbral mínimo de participación en 2 MW era una medida que favorecía el desarrollo de la gestión de la demanda.
iv)

Conclusión
De cuanto antecede se desprende que la interacción entre las subastas T‑4 y T‑1, así como varios de los requisitos impuestos para la participación de los operadores de gestión de la demanda en el mercado de capacidad, deberían haber llevado a la Comisión a albergar dudas, por un lado, en cuanto a la capacidad de la medida controvertida para alcanzar los objetivos declarados por el Reino Unido en lo que concierne al fomento del desarrollo de la gestión de la demanda, y, por otro lado, en cuanto a su compatibilidad con las exigencias de las Directrices en lo que respecta a los incentivos adecuados para los operadores de gestión de la demanda y, en consecuencia, acerca de la compatibilidad de la medida controvertida con el mercado interior.
f)

Sobre el hecho de no ofrecer una remuneración adicional a los operadores de gestión de la demanda en caso de limitación de las pérdidas de transporte y de distribución de la electricidad
Tempus sostiene que la medida controvertida suscita dudas acerca de su compatibilidad con el mercado interior por no remunerar a los operadores de gestión de la demanda como consecuencia de la limitación de las pérdidas de transporte y de distribución de la electricidad. Según Tempus, la capacidad suministrada por los operadores de gestión de la demanda reduce no solo el importe global de la capacidad necesaria y de la que circula en el mercado de capacidad, sino que reduce también, entre aproximadamente un 7 y un 8 %, la cantidad de capacidad perdida durante el transporte y la distribución de la electricidad. Estima que este ahorro debería incorporarse en la remuneración de los operadores de gestión de la demanda, creando así un incentivo para mejorar la eficacia de la red.
La Comisión, apoyada por el Reino Unido, estima que la cuestión de la falta de remuneración adicional por la limitación de las pérdidas en el transporte y en la distribución de la electricidad fue analizada en la notificación y examinada en la Decisión impugnada. Así, la Comisión se adhirió a la explicación del Gobierno del Reino Unido según la cual el único objetivo del mercado de capacidad es garantizar la disponibilidad de una capacidad suficiente en la red, y no recompensar todas las demás ventajas que puedan procurar cada tipo de tecnología.
Así, Tempus sostiene esencialmente que la medida controvertida suscita dudas en cuanto a su compatibilidad con el mercado interior en la medida en que no remunera a los operadores de gestión de la demanda por la limitación de las pérdidas de transporte y de distribución de la electricidad.
En la Decisión impugnada, la Comisión observó que la medida controvertida tan solo remunera la puesta a disposición de un cierto volumen de capacidad, con lo que excluye cualquier otra prestación como, por ejemplo, el suministro de electricidad (considerando 132 de la Decisión impugnada). A continuación estimó que, a la luz del objetivo perseguido por la medida controvertida, a saber, garantizar la adecuación de las capacidades para alcanzar el nivel deseado de seguridad de abastecimiento, el hecho de no incluir una remuneración adicional por la limitación de pérdidas en el transporte y en la distribución de la electricidad estaba justificado (considerando 140 de la Decisión impugnada).
A este respecto, procede señalar que la medida controvertida consiste en establecer un mercado de capacidad con el fin de remediar a un problema de adecuación de las capacidades en el Reino Unido.
Pues bien, las Directrices disponen expresamente que el carácter adecuado de medidas de ayuda como las controvertidas está supeditado a que «la ayuda solo [remunere] el servicio de suministro puro prestado por el productor, es decir, su compromiso de estar en condiciones de suministrar electricidad y ser compensado por ello, por ejemplo en términos de remuneración por MW de capacidad puesta a disposición» y que tales medidas «no deberán incluir ninguna remuneración por la venta de electricidad, es decir, ninguna remuneración por MWh vendido».
Habida cuenta de las anteriores consideraciones, procede declarar que la falta de una remuneración adicional por la limitación de pérdidas en el transporte y en la distribución de la electricidad no suscitaba dudas en el sentido del artículo 4, apartados 3 y 4, del Reglamento n.
o
659/1999 que obligaran a la Comisión a incoar el procedimiento de investigación formal previsto en el artículo 108 TFUE, apartado 2. Por consiguiente, deben desestimarse las alegaciones de Tempus a este respecto.
g)

Conclusión
Del examen del primer motivo resulta que existe un conjunto de indicios objetivos y concordantes, resultantes, por un lado, de la duración y de las circunstancias de la fase previa a la notificación, y, por otro lado, del contenido incompleto e insuficiente de la Decisión impugnada debido a la falta de una instrucción adecuada por parte de la Comisión, en la fase de examen previo, de ciertos aspectos del mercado de capacidad, que pone de manifiesto que esta última adoptó la Decisión impugnada a pesar de la existencia de dudas. Procede concluir, sin que sea necesario pronunciarse acerca de las demás alegaciones de Tempus, que la apreciación de la compatibilidad de la medida notificada con el mercado interior planteaba dudas en el sentido del artículo 4 del Reglamento n.
o
659/1999, que deberían haber llevado a la Comisión a incoar el procedimiento establecido en el artículo 108 TFUE, apartado 2.
Procede, por tanto, anular la Decisión impugnada.
2.

Sobre el motivo basado en la falta de motivación
Habida cuenta de la anulación de la Decisión impugnada, que resulta obligada a la vista del primer motivo, no es necesario examinar el segundo motivo.
Costas
A tenor del artículo 134, apartado 1, del Reglamento de Procedimiento del Tribunal General, la parte que haya visto desestimadas sus pretensiones será condenada en costas, si así lo hubiera solicitado la otra parte. Al haber sido desestimadas las pretensiones de la Comisión, procede condenarla a cargar con sus propias costas y con las de Tempus Energy Ltd y Tempus Energy Technology Ltd, conforme a lo solicitado por estas.
Con arreglo al artículo 138, apartado 1, del Reglamento de Procedimiento del Tribunal General, los Estados miembros que intervengan como coadyuvantes en el litigio cargarán con sus propias costas. Por lo tanto, procede resolver que el Reino Unido cargue con sus propias costas.

En virtud de todo lo expuesto,
EL TRIBUNAL GENERAL (Sala Tercera ampliada)
decide:

1)
Anular la Decisión C(2014) 5083 final de la Comisión, de 23 de julio de 2014, de no formular objeciones al régimen de ayudas relativo al mercado de capacidad en el Reino Unido debido a que dicho régimen es compatible con el mercado interior en virtud del artículo 107 TFUE, apartado 3, letra c) (ayuda de Estado 2014/N-2).

2)
Condenar a la Comisión Europea a cargar con sus propias costas y con las de Tempus Energy Ltd y Tempus Energy Technology Ltd.

3)
El Reino Unido cargará con sus propias costas.

Frimodt Nielsen
Kreuschitz
Forrester
Półtorak
Perillo
Pronunciada en audiencia pública en Luxemburgo, a 15 de noviembre de 2018.
Firmas
Índice

I. Antecedentes del litigio

A. Sobre las demandantes y el objeto del litigio

B. Sobre la medida controvertida

C. Sobre las disposiciones pertinentes de las Directrices

D. Sobre la Decisión impugnada

II. Procedimiento y pretensiones de las partes

III. Fundamentos de Derecho

A. Sobre la admisibilidad

B. Sobre el fondo

1. Sobre el primer motivo, basado en la infracción del artículo 108 TFUE, apartado 2, en la violación de los principios de no discriminación, de proporcionalidad y de protección de la confianza legítima y en la apreciación errónea de los hechos

a) Observaciones preliminares

b) Sobre el concepto de dudas y la decisión de la Comisión de incoar o no el procedimiento de investigación formal

c) Sobre la duración de las conversaciones mantenidas entre el Estado miembro y la Comisión y las circunstancias que rodearon a la adopción de la Decisión impugnada

d) Sobre la apreciación por la Comisión, en la fase de examen previo y habida cuenta de los elementos disponibles, del papel de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad

1) Equivalencia e interés de la producción y de la gestión de la demanda

2) Papel positivo desempeñado por la gestión de la demanda

3) Elementos disponibles en lo que concierne al potencial de la gestión de la demanda

e) Sobre el supuesto tratamiento discriminatorio o desfavorable de la gestión de la demanda en el mercado de capacidad

1) Sobre la duración de los contratos de capacidad

2) Sobre el método de recuperación de los costes

3) Sobre los requisitos de participación en el mercado de capacidad

i) En lo que atañe a las subastas transitorias

ii) En lo que atañe a las subastas T‑1 y a su interacción con las subastas T‑4

iii) En lo que concierne a los requisitos de participación en las subastas permanentes

iv) Conclusión

f) Sobre el hecho de no ofrecer una remuneración adicional a los operadores de gestión de la demanda en caso de limitación de las pérdidas de transporte y de distribución de la electricidad

g) Conclusión

2. Sobre el motivo basado en la falta de motivación

Costas
(
*1
)	Lengua de procedimiento: inglés.