Edición provisional
CONCLUSIONES DEL ABOGADO GENERAL
SR. ATHANASIOS RANTOS
presentadas el 7 de mayo de 2026 (1)
Asunto C‑199/25
Fluvius Halle-Vilvoorde, anteriormente Sibelgas,
Fluvius Kempen, anteriormente Intercommunale Vereniging voor de Energiedistributie in de Kempen en het Antwerpse (IVEKA),
Fluvius IMEWO, anteriormente Intercommunale Maatschappij voor Energievoorziening in West- en Oost-Vlaanderen (IMEWO),
Fluvius West, anteriormente Fluvius West e Intercommunale Maatschappij voor Gas en Elektriciteit van het Westen (GASELWEST),
Fluvius Zenne-Dijle, anteriormente Iverlek y Provinciale Brabantse Energiemaatschappij (P.B.E.),
Fluvius Midden-Vlaanderen, anteriormente Intercommunale Vereniging voor Energieleveringen in Midden-Vlaanderen (INTERGEM),
Fluvius Antwerpen,
Fluvius West,
Fluvius Limburg,
Provinciale Brabantse Energiemaatschappij CVBA (PBE)
contra
De Vlaamse Nutsregulator, anteriormente de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (VREG)
[Petición de decisión prejudicial planteada por el hof van beroep te Brussel (Tribunal de Apelación de Bruselas, Bélgica)]
« Procedimiento prejudicial — Mercado interior de la electricidad — Reglamento (UE) 2019/943 — Artículo 18, apartado 1 — Tarifas de acceso a las redes, uso de las redes y refuerzo — Concepto de “costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos” — Metodología tarifaria para la distribución de electricidad que utiliza, para un componente significativo de los costes de los gestores de la red, un método basado en la evolución de los costes históricos — Posibilidad de mantener temporalmente los efectos de una normativa nacional declarada incompatible con el Derecho de la Unión para evitar una situación de inseguridad jurídica »
I.      Introducción
1.        La presente petición de decisión prejudicial, planteada por el hof van beroep te Brussel (Tribunal de Apelación de Bruselas, Bélgica), tiene por objeto la interpretación del artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento (UE) 2019/943. (2)
2.        Esta petición se ha planteado en el marco de un litigio que enfrenta a diez gestores de la red de distribución flamencos (en lo sucesivo, «GRD demandantes»), y a la Vlaamse Nutsregulator, anteriormente Regulator van de Elektriciteits — en Gasmarkt (autoridad reguladora flamenca de la electricidad y el gas) (en lo sucesivo, «VREG»), respecto a la legalidad de una decisión de esta última por la que se estableció la metodología de fijación de tarifas para la distribución de electricidad y gas natural durante el período regulatorio 2025‑2028 (en lo sucesivo, «decisión impugnada»).
3.        En este contexto, el órgano jurisdiccional remitente pregunta, en esencia, por una parte, sobre la compatibilidad con el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943, que aún no ha sido interpretado por el Tribunal de Justicia, de una normativa nacional que permite a los GRD gestores de la red de distribución (en lo sucesivo, «GRD») repercutir a sus clientes finales los costes relacionados con el cumplimiento de las obligaciones de servicio público (en lo sucesivo, «OSP») que les impone el Estado miembro de que se trata, así como de una decisión que establece una metodología de fijación de tarifas basándose en la evaluación de los costes históricos, y, por otra parte, sobre la posibilidad de mantener temporalmente los efectos de esa normativa, en el supuesto de que fuera considerada incompatible con el Derecho de la Unión, con el fin de evitar una situación de inseguridad jurídica.
II.    Marco jurídico
A.      Derecho de la Unión
1.      Reglamento 2019/943
4.        El artículo 1 del Reglamento 2019/943, titulado «Objeto y ámbito de aplicación», tiene el siguiente tenor:
«El presente Reglamento tiene por objeto:
a)      sentar las bases de un logro eficiente de los objetivos de la Unión de la Energía, […] haciendo posible que las señales del mercado se verifiquen para aumentar la eficiencia, la cuota de fuentes de energía renovables, la seguridad del suministro, la flexibilidad, la sostenibilidad, la descarbonización y la innovación;
b)      establecer principios fundamentales para el funcionamiento correcto y la integración de los mercados de la electricidad que permitan un acceso al mercado no discriminatorio a todos los proveedores de recursos y clientes […] y permitan una integración de los mercados y sectorial, así como una remuneración en condiciones de mercado de la electricidad generada a partir de energía renovable;
[…]»
5.        El artículo 18 de dicho Reglamento, con el epígrafe «Tarifas de acceso a las redes, uso de las redes y refuerzo», dispone lo siguiente:
«1.      Las tarifas de acceso a las redes nacionales aplicadas por los gestores de las redes, incluidas las aplicadas por la conexión a las redes, el uso de las redes y, en su caso, los refuerzos de las redes relacionados, deberán ajustarse a los costes y ser transparentes, tener en cuenta la necesidad de seguridad [y] flexibilidad en las redes y ajustarse a los costes reales, en la medida en que correspondan a los de un gestor eficiente de redes y estructuralmente comparable, y aplicarse de forma no discriminatoria. Esas tarifas no incluirán los costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos.
Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 15, apartados 1 y 6, de la Directiva 2012/27/UE, (3) y en los criterios del anexo XI de dicha Directiva, el método empleado para determinar las tarifas de la red apoyará de manera neutral la eficiencia global de la red a largo plazo mediante señales de precios para clientes y productores y, en particular, se aplicará de modo que no discrimine, ni positiva ni negativamente, entre la producción conectada al nivel de la distribución y la producción conectada al nivel del transporte. […]
2.      Las metodologías de fijación de tarifas deberán reflejar el coste de los gestores de redes de transporte y de los gestores de redes de distribución y deberán proporcionar incentivos adecuados a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución, tanto a corto como a largo plazo, para aumentar la eficiencia, en particular la eficiencia energética, fomentar la integración y la seguridad del suministro, apoyar las inversiones eficientes, […].
[…]
4.      Al fijar las tarifas de acceso a la red, se tendrá en cuenta lo siguiente:
a)      los pagos y los ingresos resultantes del mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte;
b)      los pagos efectivamente realizados y recibidos así como los pagos previstos para períodos de tiempo futuros, calculados a partir de períodos anteriores.
[…]
7.      Las tarifas de distribución se ajustarán a los costes, teniendo en cuenta la utilización de la red de distribución por los usuarios de la red, incluidos los clientes activos. […]
8.      Los métodos de fijación de tarifas de distribución deberán ofrecer incentivos a los gestores de redes de distribución para la operación y el desarrollo más rentables posible de sus redes, por ejemplo, mediante la contratación de servicios. A tal fin, las autoridades reguladoras deberán reconocer los costes pertinentes como elegibles e incluir aquellos costes en las tarifas de distribución, y podrán introducir objetivos de rendimiento para incentivar a los gestores de redes de distribución a aumentar la eficiencia en sus redes. […]»
2.      Directiva (UE) 2019/944
6.        El artículo 2 de la Directiva (UE) 2019/944, (4) titulado «Definiciones», establece en su punto 57, que por «empresa eléctrica» se entenderá «cualquier persona física o jurídica que realice al menos una de las funciones siguientes: generación, transporte, distribución, […]».
7.        El artículo 9 de la citada Directiva, bajo la rúbrica «Obligaciones de servicio público», dispone en sus apartados 2 y 3:
«2.      En el pleno respeto de las disposiciones pertinentes del TFUE, y en particular de su artículo 106, los Estados miembros podrán imponer a las empresas eléctricas, en aras del interés económico general, obligaciones de servicio público que podrán referirse a la seguridad, incluida la seguridad del suministro, a la regularidad, a la calidad y al precio de los suministros, así como a la protección del medio ambiente, incluidas la eficiencia energética, la energía procedente de fuentes renovables y la protección del clima. Estas obligaciones de servicio público deberán definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables, y garantizar a las empresas eléctricas de la Unión el acceso, en igualdad de condiciones, a los consumidores nacionales. […]
3.      Cuando se provean las compensaciones financieras, las demás formas de compensación y los derechos exclusivos que conceden los Estados miembros para el cumplimiento de las obligaciones mencionadas en el apartado 2 del presente artículo o para la prestación del servicio universal según lo establecido en el artículo 27, se hará de modo transparente y no discriminatorio.»
8.        El artículo 57 de la citada Directiva, titulado «Designación e independencia de las autoridades reguladoras», establece, en su apartado 4, lo siguiente:
«Los Estados miembros garantizarán la independencia de la autoridad reguladora y velarán por que esta ejerza sus competencias con imparcialidad y transparencia. Con este fin, se asegurarán de que, al desempeñar las funciones reguladoras que le encomienda la presente Directiva y la normativa conexa, la autoridad reguladora:
a)      sea jurídicamente distinta y funcionalmente independiente de cualquier otra entidad pública o privada,
b)      su personal y los encargados de su gestión:
i)      actúen con independencia de cualquier interés comercial, y
ii)      no pidan ni acepten instrucciones directas de ningún gobierno ni ninguna otra entidad pública o privada para el desempeño de sus funciones reguladoras. Dicho requisito se entenderá sin perjuicio de una estrecha cooperación con otras autoridades nacionales pertinentes, cuando proceda, ni de las directrices de política general publicadas por el Gobierno que no guarden relación con las funciones reguladoras a que se refiere el artículo 59.»
9.        El artículo 59 de la referida Directiva, titulado «Obligaciones y competencias de la autoridad reguladora», prevé, en su apartado 1, letra a):
«La autoridad reguladora tendrá las siguientes obligaciones:
a)      establecer o aprobar, de conformidad con criterios transparentes, las tarifas de transporte o distribución o sus metodologías o las dos cosas;»
B.      Derecho belga
10.      De conformidad con el artículo 4.1.30, apartado 1, del decreet van 8 mei 2009 houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid (Energiedecreet) [Decreto de 8 de mayo de 2009 por el que se establecen disposiciones generales en materia de política energética (Decreto sobre la Energía)], (5) en su redacción aplicable al litigio principal (en lo sucesivo, «Decreto sobre la Energía»):
«La [VREG] establecerá una metodología de fijación de tarifas y ejercerá su competencia tarifaria con el fin de fomentar una regulación estable y previsible que contribuya al buen funcionamiento del mercado liberalizado y que permita a los gestores de la red de distribución efectuar las inversiones necesarias en sus redes de distribución.»
11.      El artículo 4.1.32, apartado 1, del referido Decreto dispone:
«La [VREG] establecerá la metodología de fijación de tarifas teniendo en cuenta las siguientes directrices:
[…]
5.            Las tarifas reflejarán los costes realmente soportados, siempre que estos correspondan a los de una entidad o actividad comparable eficiente;
[…]
10.            Los costes relativos a la ejecución del presupuesto de las obligaciones de servicio público, impuestas por el Decreto o en virtud de este, que no se financien mediante impuestos, derechos, subvenciones, contribuciones y gravámenes, se contabilizarán de forma transparente y no discriminatoria en las tarifas, previo control de la [VREG];
[…]
19.            Las tarifas no contendrán incentivos que perjudiquen la eficiencia global, en particular la eficiencia energética de la producción, distribución y suministro de electricidad […].»
12.      El artículo 4.1.34, párrafo cuarto, del citado Decreto establece:
«El Tribunal de Apelación podrá declarar, a instancia de una parte o de oficio, que los efectos jurídicos de la decisión anulada total o parcialmente se mantendrán en todo o en parte o se mantendrán con carácter provisional durante el plazo que determine. Esta medida solo podrá adoptarse por razones excepcionales que justifiquen un menoscabo del principio de legalidad, sobre la base de una decisión especialmente motivada y adoptada tras un debate contradictorio. Esta decisión deberá tener en cuenta asimismo los intereses de terceros.»
III. Litigio principal, cuestiones prejudiciales y procedimiento ante el Tribunal de Justicia
13.      La VREG designó a los GRD demandantes para gestionar las redes de distribución de electricidad y gas natural en determinadas zonas de Flandes (Bélgica).
14.      La explotación de esas redes genera costes para los GRD demandantes, que pueden exigirse a los usuarios de dichas redes dentro de ciertos límites y condiciones mediante las tarifas de la red. Sin embargo, dado que los GRD demandantes son monopolios legales, la VREG regula sus tarifas de red determinando la metodología de fijación de tarifas aplicable. Esta metodología, que se establece por lo general para un período de cuatro años, establece el nivel de ingresos que los GRD demandantes están autorizados a percibir mediante las tarifas de la red pagadas por los usuarios de la red de distribución, con el fin cubrir sus costes de explotación.
15.      Los ingresos autorizados se componen de una parte correspondiente a los costes exógenos, a saber, los costes sobre los que los GRD demandantes no pueden ejercer ninguna influencia, y otra parte correspondiente a los costes endógenos, es decir, los costes razonables y necesarios vinculados a la gestión de las redes y de los datos, aquellos, por tanto, en los que los GRD demandantes pueden influir. (6)
16.      El 21 de junio de 2024, el presidente y un miembro del consejo de administración de la VREG firmaron, con arreglo al Decreto sobre la Energía, la decisión impugnada, que establece la metodología de fijación de tarifas aplicable a la distribución de electricidad y gas natural durante el período 2025‑2028. Esta metodología de fijación de tarifas incluye fórmulas que permiten calcular los ingresos autorizados para cubrir los costes endógenos razonables y eficientes de los GRD demandantes, es decir, los costes endógenos máximos que estos últimos pueden repercutir a los usuarios de las redes de distribución.
17.      Para ello, dicha metodología de fijación de tarifas tiene en cuenta la evolución de los costes soportados por los GRD demandantes. Más concretamente, en primer lugar, la VREG toma en consideración la evolución de los costes endógenos sectoriales, es decir, la suma de los costes endógenos de todos los GRD flamencos correspondientes a una misma actividad regulada, durante el período tarifario precedente, en el caso de autos el período 2019‑2023. En segundo lugar, la VREG prevé que, durante todo el período regulatorio 2025‑2028, la parte básica de los ingresos autorizados para los costes endógenos evoluciona anualmente según la inflación, de modo que esta parte básica se ajusta ex post en función de la inflación real. En tercer lugar, además de la evolución de los costes históricos, la VREG tiene en cuenta también un factor de incentivo de la eficiencia denominado «frontier shift» («desplazamiento de la frontera»), que refleja la mejora de la productividad obtenida por las empresas más eficientes gracias a la aplicación de mejores prácticas (progreso tecnológico) y que, según la VREG, es necesario para compensar la disminución de la competencia entre los GRD demandantes. Por último, en cuarto lugar, a la parte básica de los ingresos autorizados para los costes endógenos se añaden cinco elementos endógenos adicionales, que no son pertinentes en el presente asunto.
18.      El 19 de julio de 2024, los GRD demandantes interpusieron un recurso ante el hof van beroep te Brussel (Tribunal de Apelación de Bruselas), el órgano jurisdiccional remitente, solicitando la anulación de la decisión impugnada. Sostienen, en particular, que la metodología de fijación de tarifas aplicada por la VREG para establecer las tarifas de distribución de la electricidad y del gas natural en el período 2025‑2028 infringe lo dispuesto en los artículos 4.1.30 y 4.1.32 del Decreto sobre la Energía, la Directiva 2019/944, el principio según el cual la fijación de tarifas debe reflejar los costes, previsto en el artículo 18 del Reglamento 2019/943, así como varios principios vinculados a una buena administración.
19.      La VREG, por su parte, alega que la metodología de fijación de tarifas establecida para el período 2025‑2028 vulnera el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento 2019/943, en la medida en que, conforme al artículo 4.1.32, apartado 1, punto 10, del Decreto sobre la Energía, las tarifas incluyen costes no vinculados que respaldan otros objetivos políticos. A este respecto, la VREG aduce que la normativa nacional controvertida en el litigio principal impone varias OSP a los GRD demandantes, por las que se conceden a estos compensaciones financiadas en parte con los recursos proporcionados gracias al Energiefonds (Fondo de la Energía) y con el presupuesto de gastos generales de la Vlaamse Gewest (Región Flamenca). No obstante, a su juicio, una vez deducidas tales compensaciones, los restantes costes correspondientes a las OSP de carácter económico se repercuten en las tarifas de la red eléctrica. Pues bien, en opinión de la VREG, la mayoría de esas OSP persiguen objetivos de carácter social y medioambiental, que, por lo tanto, no tienen ninguna relación con la gestión de las redes de distribución.
20.      En estas circunstancias, el órgano jurisdiccional remitente se pregunta, en primer lugar, sobre la compatibilidad de la normativa nacional controvertida en el litigio principal con el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento 2019/943, según el cual las tarifas de acceso a la red no deben incluir los «costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos», concepto que el citado Reglamento no define. A su juicio, la expresión «otros objetivos políticos» se refiere a finalidades ajenas al desarrollo y a la explotación de las propias redes. Dicho órgano jurisdiccional observa, a este respecto, que el fomento del uso de fuentes de energía renovables, en particular mediante la obligación de adquirir los certificados denominados «verdes» y certificados de cogeneración, parece perseguir objetivos de política energética no relacionados con el desarrollo o la explotación eficiente de las redes de distribución. Así, el órgano jurisdiccional remitente se pregunta si son compatibles con esta disposición los «costes no vinculados» correspondientes a las OSP, que no guardan ninguna relación con la gestión de la red y que, en Bélgica, se repercuten en las tarifas en virtud del Decreto sobre la Energía.
21.      En segundo lugar, el órgano jurisdiccional remitente se pregunta sobre la compatibilidad de una metodología de fijación de tarifas basada en los costes históricos de los GRD demandantes, sin que exista un control sobre su eficiencia, con el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, primera frase, del Reglamento 2019/943. En efecto, según ese órgano jurisdiccional, dicho precepto exige que los costes repercutidos a los usuarios correspondan a los de un gestor eficiente de redes estructuralmente comparable, lo cual implica que las tarifas no pueden exceder del nivel que resultaría de un mercado competitivo. A este respecto, si bien admite que la utilización de datos históricos empíricos puede ser pertinente, se pregunta si una regulación tarifaria basada exclusivamente en los costes históricos, sin un mecanismo de evaluación de su eficiencia, es compatible realmente con el objetivo de dicho Reglamento y, más en general, con la propia finalidad de toda normativa aplicable a un mercado monopolístico, que consiste en impedir la fijación de precios superiores a los que existirían en un contexto competitivo.
22.      En tercer y último lugar, el órgano jurisdiccional remitente plantea la cuestión del mantenimiento temporal de los efectos de la metodología de fijación de tarifas controvertida en el presente asunto. A su juicio, conforme a la jurisprudencia del Tribunal de Justicia, (7) consideraciones imperiosas de seguridad jurídica parecen justificar el mantenimiento provisional de los efectos del artículo 4.1.32, apartado 1, punto 10, del Decreto sobre la Energía o de la decisión impugnada, en caso de que el Tribunal de Justicia los considerase incompatibles con el Derecho de la Unión. Dicho órgano jurisdiccional señala, sobre este particular, que una anulación no modulada podría menoscabar la seguridad jurídica. (8)
23.      En estas circunstancias, el hof van beroep te Brussel (Tribunal de Apelación de Bruselas) decidió suspender el procedimiento y plantear al Tribunal de Justicia las siguientes cuestiones prejudiciales:
«1)      ¿Debe interpretarse el artículo 18, apartado 1, segunda frase, del Reglamento [2019/943], en el sentido de que se opone a una norma nacional como el artículo 4.1.32, apartado 1, punto 10, del [Decreto sobre la Energía], que dispone que los costes de las [OSP] impuestas por dicha [norma] o en virtud de la misma que no se financian mediante impuestos, derechos, subvenciones, contribuciones y gravámenes deben incluirse en las tarifas?
2)      ¿Debe interpretarse el artículo 18, apartado 1, primera frase, del Reglamento [2019/943] en el sentido de que se opone a una metodología de fijación de tarifas para la distribución de electricidad adoptada por una autoridad reguladora que, en relación con un componente significativo de los costes de los [GRD] sujetos a una regulación de los ingresos, utiliza una metodología de tendencia de costes históricos (que determina los ingresos tomando como referencia los costes pasados) en sí, o debe la aplicación de esta metodología estar respaldada por una verificación del nivel de los costes históricos en relación con su eficiencia?
3)      En el supuesto de que, sobre la base de las respuestas a las cuestiones prejudiciales antes formuladas, el hof van beroep te Brussel (Tribunal de Apelación de Bruselas) llegase a la conclusión de que la [VREG] ha incumplido una o varias de las obligaciones derivadas de las disposiciones mencionadas en dichas cuestiones, ¿podría mantener temporalmente los efectos de las mismas para evitar la inseguridad jurídica?»
24.      Han presentado observaciones escritas ante el Tribunal de Justicia los GRD demandantes, la VREG, los Gobiernos belga y finlandés, así como la Comisión Europea. Estas mismas partes formularon también observaciones orales en la vista oral que se celebró el 11 de febrero de 2025.
IV.    Análisis
A.      Sobre la primera cuestión prejudicial
1.      Sobre la admisibilidad
25.      Con carácter preliminar, aunque las partes del procedimiento no han planteado ninguna excepción de inadmisibilidad, considero necesario examinar la admisibilidad de la primera cuestión prejudicial.
26.      A este respecto, es preciso recordar que, según reiterada jurisprudencia, en el marco del procedimiento establecido por el artículo 267 TFUE, corresponde exclusivamente al órgano jurisdiccional nacional, que conoce del litigio y que debe asumir la responsabilidad de la resolución judicial que debe adoptarse, apreciar, a la luz de las particularidades del asunto, tanto la necesidad de una decisión prejudicial para poder dictar su sentencia como la pertinencia de las cuestiones que plantea al Tribunal de Justicia. Por consiguiente, cuando las cuestiones planteadas se refieren a la interpretación del Derecho de la Unión, el Tribunal de Justicia está, en principio, obligado a pronunciarse. (9) No obstante, incumbe al Tribunal de Justicia examinar las circunstancias en las que el juez nacional se dirige a él, a fin de verificar su propia competencia o la admisibilidad de la petición que se le presenta. En particular, el Tribunal de Justicia puede verse obligado a examinar si las disposiciones del Derecho de la Unión a las que se refieren las cuestiones prejudiciales pueden ser aplicadas por el órgano jurisdiccional remitente a efectos de la resolución del litigio principal. De no ser así, estas disposiciones carecen de pertinencia para la resolución del litigio y la decisión prejudicial solicitada no es necesaria para que el órgano jurisdiccional remitente pueda emitir su fallo, de modo que procede declarar la inadmisibilidad de estas cuestiones. (10)
27.      En el caso de autos, de la resolución de remisión se desprende que, en el marco del litigio del que conoce el órgano jurisdiccional remitente, la VREG cuestiona, a la luz del artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento 2019/943, la legalidad del artículo 4.1.32, apartado 1, punto 10, del Decreto sobre la Energía, disposición que permite tener en cuenta, en las tarifas de la red, los costes relacionados con el cumplimiento de las OSP impuestas a los GRD por el Estado miembro de que se trata, cuando tales costes no se financian mediante impuestos, derechos, subvenciones, contribuciones o gravámenes.
28.      Pues, bien, es preciso señalar que el Decreto sobre la Energía sirvió de base para establecer un régimen de fomento de la electricidad generada a partir de fuentes renovables, que fue notificado por las autoridades belgas competentes a la Comisión y que fue objeto de la Decisión C(2018) 1003 final, de 16 de febrero de 2016, relativa a la ayuda de Estado SA.46013 (2017/N) — Bélgica, Certificados de electricidad generada a partir de fuentes renovables y certificados para la cogeneración de alta eficiencia en Flandes (en lo sucesivo, «Decisión de autorización de la Comisión»). (11) En esta Decisión, la Comisión resolvió no formular objeciones respecto a este régimen, por considerarlo compatible con el mercado interior en virtud del artículo 107 TFUE, apartado 3, letra c). (12)
29.      En este sentido, procede recordar que, como se desprende de reiterada jurisprudencia del Tribunal de Justicia, en el sistema de control de las ayudas de Estado establecido por el Tratado FUE, los tribunales nacionales y la Comisión desempeñan funciones complementarias, pero distintas. (13) En particular, los órganos jurisdiccionales nacionales velan por la salvaguarda, hasta la decisión final de la Comisión, de los derechos de los justiciables frente a un posible incumplimiento, por parte de las autoridades estatales, de la prohibición establecida en el artículo 108 TFUE, apartado 3. A tal efecto, pueden conocer de litigios en los que se vean obligados a interpretar y a aplicar el concepto de «ayuda de Estado» al que se refiere el artículo 107 TFUE, apartado 1, a efectos de determinar si una medida estatal adoptada sin observar el procedimiento de control previo del artículo 108 TFUE, apartado 3, debe o no someterse a dicho procedimiento. En cambio, los tribunales nacionales no son competentes para pronunciarse sobre la compatibilidad de medidas de ayuda o de un régimen de ayudas de Estado con el mercado interior. En efecto, según reiterada jurisprudencia, esta apreciación es de la exclusiva competencia de la Comisión, que actúa sujeta al control de los órganos jurisdiccionales de la Unión Europea. (14)
30.      Además, según reiterada jurisprudencia del Tribunal de Justicia, el procedimiento previsto en el artículo 108 TFUE no debe nunca conducir a un resultado contrario a las disposiciones específicas del Tratado FUE. Así pues, una ayuda que, como tal o debido a alguna de sus modalidades, infringe disposiciones o vulnera principios generales del Derecho de la Unión no puede declararse compatible con el mercado interior. En efecto, cuando las modalidades de una ayuda o de un régimen de ayudas estén tan indisolublemente vinculadas al objeto de la ayuda o del régimen de ayudas, o a su funcionamiento, que no sea posible apreciarlas aisladamente, el efecto de estas sobre la compatibilidad o incompatibilidad de la ayuda o del régimen de ayudas en su conjunto debe apreciarse necesariamente mediante el procedimiento previsto en el artículo 108 TFUE. (15) Por consiguiente, la apreciación de tales modalidades queda fuera de la competencia de los órganos jurisdiccionales nacionales. (16)
31.      Por lo tanto, en el marco del litigio principal, debe comprobarse si la posibilidad de contabilizar, en las tarifas de la red, los costes relativos al cumplimiento de las OSP impuestas por el Estado a los GRD demandantes en virtud del Decreto sobre la Energía puede ser apreciada por el órgano jurisdiccional remitente a la luz del artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento 2019/943, aun cuando dicho Decreto ya haya sido objeto de una decisión de autorización de la Comisión que constata su compatibilidad con el mercado interior.
32.      Cabe recordar a este respecto que, en la sentencia Tiberis Holding, el Tribunal de Justicia declaró la inadmisibilidad de la petición de decisión prejudicial planteada por el Consiglio di Stato (Consejo de Estado, Italia) basándose, en esencia, en que la interpretación del artículo 3 de la Directiva 2009/28/CE (17) y del artículo 4 de la Directiva (UE) 2018/2001, (18) solicitada por ese órgano jurisdiccional, carecía de pertinencia a efectos de la resolución del litigio principal, puesto que el Derecho de la Unión se oponía a que el órgano jurisdiccional remitente apreciara la conformidad con dichas disposiciones del mecanismo de incentivo negativo controvertido en ese asunto, ya que dicho mecanismo estaba en efecto indisolublemente vinculado al funcionamiento del régimen de ayudas de Estado que la Comisión había declarado compatible con el mercado interior mediante la Decisión C(2016) 2726 final, de 28 de abril de 2016, relativa a la ayuda de Estado SA.43756 (2015/N) — Apoyo a la electricidad producida en Italia a partir de fuentes de energía renovables.
33.      Más concretamente, el Tribunal de Justicia declaró, por una parte, que aceptar que el Consiglio di Stato (Consejo de Estado) se pronunciara sobre la legalidad, a la luz del artículo 3 de la Directiva 2009/28, del mecanismo de incentivo negativo en cuestión equivaldría a atribuirle la facultad de sustituir la apreciación realizada por la Comisión en su Decisión por la suya propia, invadiendo así las competencias exclusivas reservadas a esta institución para la apreciación de la compatibilidad de las ayudas de Estado con el mercado interior. (19) Por otra parte, consideró que cualquier modificación que se introdujera en ese mecanismo de incentivo negativo podría influir en la evaluación de la compatibilidad con el mercado interior del régimen controvertido de ayudas debido al eventual aumento de la intensidad de la ayuda que podría generarse y constituiría, por tanto, una «nueva ayuda», sujeta a la obligación de notificación y cuya compatibilidad con el mercado interior quedaba sometida a la apreciación exclusiva de la Comisión, bajo el control de los órganos jurisdiccionales de la Unión. (20) Así pues, esta jurisprudencia permite identificar claramente los supuestos en los que un juez nacional que conoce de un litigio en el que se suscita una cuestión relativa a la compatibilidad de una normativa nacional con el Derecho de la Unión puede pronunciarse cuando dicha normativa se refiera a una medida de ayuda de Estado cuya compatibilidad fue examinada previamente por la Comisión.
34.      Cabe precisar, a este respecto, que el régimen de ayudas a las energías renovables, instaurado por el Gobierno belga y aprobado por la Comisión, persigue promover la generación de electricidad en instalaciones fotovoltaicas mediante una obligación de compra y un precio mínimo garantizado. De la Decisión de autorización de la Comisión resulta, en particular, que dicho régimen se basa en la creación de un mercado de certificados verdes en el que intervienen diversos participantes en el mercado de la energía y en el marco del cual la ley obliga a los gestores de la red a comprar los certificados a un precio mínimo garantizado cuando los productores no encuentren compradores en el mercado. (21) A raíz de un análisis en profundidad de las disposiciones relevantes del Decreto sobre la Energía, y del funcionamiento concreto del mecanismo de apoyo a las energías renovables, incluido el papel de los gestores de redes en el contexto del mercado de compra de certificados verdes, la Comisión concluyó que dicho régimen es compatible con las normas relativas a las ayudas de Estado.
35.      Por otra parte, se desprende en particular de la Decisión de autorización de la Comisión que la obligación de compra impuesta a los GRD por el Decreto sobre la Energía reviste una especial importancia para el funcionamiento del régimen de ayudas en cuestión y se tuvo en cuenta a efectos de la apreciación de la compatibilidad y la proporcionalidad del régimen notificado. En efecto, dado que se ha asignado a los GRD flamencos la misión de actuar como «compradores de último recurso» —en el sentido de que están obligados a adquirir cualquier cantidad de certificados que los participantes en el mercado les ofrezcan a un precio mínimo fijado por la normativa nacional controvertida—, (22) su intervención en el mercado constituye un elemento fundamental del régimen de ayudas objeto de la Decisión de autorización de la Comisión. (23)
36.      Si bien, habida cuenta de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia recordada en el punto 30 de las presentes conclusiones, la OSP de adquisición de certificados verdes impuesta a los GRD por el Estado miembro de que se trata puede constituir una modalidad indisolublemente vinculada al funcionamiento del régimen de ayudas controvertido, hay que señalar, sin embargo, que lo que se cuestiona en el presente asunto, a la luz del artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943, no es el mecanismo establecido por el Decreto sobre la Energía que prevé la obligación de los GRD de adquirir los certificados verdes, (24) sino la posibilidad de contabilizar en las tarifas de la red los costes correspondientes al cumplimiento de las OSP impuestas a los GRD por el referido Decreto y las modalidades de su integración. (25) Pues bien, este último parámetro no constituye, en el sentido la jurisprudencia del Tribunal de Justicia, una modalidad indisolublemente vinculada al funcionamiento del régimen de ayudas controvertido sobre la base del cual la Comisión apreció su conformidad y compatibilidad con las disposiciones relativas a las ayudas de Estado.
37.      En efecto, en la Decisión de autorización de la Comisión no se examinó el modo en que los costes correspondientes a las OSP se contabilizaron en las tarifas eléctricas. Aun suponiendo que el régimen de ayudas notificado a la Comisión contuviera elementos relativos a la contabilización de tales costes —lo cual, sin embargo, no se desprende de dicha Decisión—, esta institución no habría podido en cualquier caso constatar la eventual incompatibilidad del Decreto sobre la Energía con la prohibición, prevista actualmente en el artículo 18 del Reglamento 2019/943, de incluir en las tarifas de la red «los costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos». (26)
38.      Ha de señalarse, con carácter complementario, que la jurisprudencia resultante de la sentencia Tiberis Holding solo puede resultar pertinente si el órgano jurisdiccional remitente concluye que la eventual incompatibilidad del Decreto sobre la Energía con el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943 podría afectar a la intensidad o a las modalidades de la ayuda aprobada por la Comisión, en el sentido de que supondría una modificación del importe de esa ayuda o de las condiciones sobre la base de las cuales realizó su análisis de la compatibilidad y concedió su aprobación, o en caso de que constatase que esa posible incompatibilidad podría influir en la evaluación de la compatibilidad del régimen de ayudas controvertido con el mercado interior, en cuyo caso sería posible considerar que se trata de una «nueva ayuda», con las consecuencias que de ello se derivan tanto en materia de competencia del órgano jurisdiccional nacional como en lo que se refiere a la inadmisibilidad de la primera cuestión prejudicial. (27) Ahora bien, los autos remitidos al Tribunal de Justicia no contienen ningún elemento que sirva de fundamento a esa conclusión.
39.      Habida cuenta de las consideraciones anteriores, considero, por tanto, que las razones por las que se declaró la inadmisibilidad de la petición de decisión prejudicial en el asunto que dio lugar a la sentencia Tiberis Holding no son extrapolables al caso de autos y, por tanto, que la primera cuestión prejudicial es admisible.
2.      Sobre el fondo
40.      Debo señalar, antes de nada, que la interpretación que solicita el órgano jurisdiccional remitente se refiere exclusivamente al artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943. No obstante, al igual que todas las partes en el procedimiento, opino que, para dar una respuesta útil a dicho órgano jurisdiccional, procede tener en cuenta tanto el artículo 9 de la Directiva 2019/944, que establece el marco jurídico aplicable a las OSP en el sector de la energía, como los artículos 57 y 59 de la citada Directiva, que regulan, respectivamente, la designación e independencia de las autoridades reguladoras nacionales y el alcance de las funciones que se les han encomendado.
41.      Una vez hecha esta precisión, el Tribunal de Justicia debe interpretar el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943 y examinar sus interacciones con las mencionadas disposiciones de la Directiva 2019/944, con el fin, por una parte, de evaluar si los costes relacionados con el cumplimiento de las OSP están comprendidos en el concepto de «tarifas de acceso a la red», y, por otra parte, establecer si la fijación de dichas tarifas forma parte efectivamente de las funciones atribuidas a las autoridades reguladoras nacionales y, en su caso, determinar en qué medida puede menoscabar la autonomía en la toma de decisiones y la independencia de esas autoridades.
a)      Sobre la toma en consideración de las OSP en las tarifas de acceso a la red
42.      El primer problema que plantea el órgano jurisdiccional remitente se refiere a la compatibilidad del Decreto sobre la Energía con el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943, ya que el citado Decreto prevé que los costes de las OSP relativas a las energías renovables pueden repercutirse en las tarifas de la red, pese a que dichas OSP no tienen ninguna relación con la gestión de la red de distribución y a que el citado artículo prohíbe incluir en las tarifas de acceso a la red «los costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos».
43.      Procede recordar que, conforme a reiterada jurisprudencia del Tribunal de Justicia, al interpretar una disposición de Derecho de la Unión, deben tenerse en cuenta su tenor, el contexto en que se inscribe y los objetivos perseguidos por la normativa de la que forme parte. (28)
44.      En primer lugar, en cuanto al tenor del artículo 18 apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943, esta disposición prevé que las tarifas de acceso a las redes nacionales aplicadas por los gestores de las redes, incluidas las aplicadas por la conexión a las redes, el uso de las redes y, en su caso, los refuerzos de las redes relacionados, deberán ajustarse a los costes y ser transparentes, tener en cuenta la necesidad de seguridad y flexibilidad en las redes y ajustarse a los costes reales, en la medida en que correspondan a los de un gestor eficiente de redes y estructuralmente comparable, y aplicarse de forma no discriminatoria. Esas tarifas no deben incluir los costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos.
45.      Del tenor de la citada disposición resulta, de entrada, que si bien el legislador de la Unión pretendió regular las tarifas de acceso a la red exigiendo que los correspondientes costes estén vinculados a la explotación efectiva de la red, dichas tarifas no deben incluir, en particular, costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos; sin embargo, los conceptos de «tarifas de acceso a las redes», «costes no vinculados» y «otros objetivos políticos» no se definen en el referido Reglamento.
46.      En segundo lugar, en lo que atañe al contexto en que se inscribe, el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943 figura en el capítulo III de dicho Reglamento, que está dedicado al acceso a la red y a los posibles casos de congestión de esta y, más concretamente, en la sección 2 de ese capítulo, titulada «Tarifas de la red e ingresos de congestión», que contiene dos artículos.
47.      Resulta a este respecto que, si bien los apartados 2 a 8 de dicha disposición aportan precisiones adicionales acerca de la metodología que ha de aplicarse para determinar las tarifas de acceso a la red y, con carácter más general, orientaciones sobre la fijación de las tarifas de transporte y distribución de electricidad, estos elementos no permiten, por sí solos, dar una respuesta clara a la primera cuestión prejudicial.
48.      En estas circunstancias, y para examinar plenamente el contexto en el que se inscribe el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943, conviene tener en cuenta también determinadas disposiciones de la Directiva 2019/944.
49.      En lo que atañe a la metodología de fijación de tarifas, hay que señalar que, con arreglo al punto 3 del anexo I de la citada Directiva, que precisa los requisitos mínimos de la facturación e información sobre la facturación, el precio aplicado al cliente final es la suma de tres componentes principales, a saber, en primer término, el componente de «energía y suministro», en segundo término, el componente de «red» (transporte y distribución) y, en tercer término, el componente de «impuestos, tasas, gravámenes y cargas». Además, como recuerda el citado punto 3, la definición pertinente de estos componentes figura en el anexo II del Reglamento (UE) 2016/1952, (29) que prevé expresamente que el tercer componente («impuestos, tasas, gravámenes y cargas») puede incluir, en particular, gravámenes relacionados con la promoción de las energías renovables.
50.      En lo que se refiere, más concretamente, a las OSP, el artículo 9, apartado 2, de la Directiva 2019/944 dispone que los Estados miembros podrán imponer a las empresas eléctricas y de gas natural tales obligaciones, en particular en materia de energía procedente de fuentes renovables. (30) El artículo 9, apartado 3, de la referida Directiva precisa, además, que cuando se provean las compensaciones financieras, las demás formas de compensación y los derechos exclusivos que conceden los Estados miembros para el cumplimiento de las obligaciones mencionadas en el apartado 2 de dicho artículo, se hará de modo transparente y no discriminatorio.
51.      Así pues, de una lectura conjunta del artículo 18 del Reglamento 2019/943 y de las citadas disposiciones de la Directiva 2019/944, se desprende que, pese a que los conceptos de «tarifas de acceso a la red», «tarifas» y «metodologías de fijación de tarifas» no se definen en el Reglamento 2019/943 ni se emplean siempre de manera coherente, (31) las «tarifas» o las «tarifas» de la red a que se refiere el artículo 18, apartado 1, de dicho Reglamento solo constituyen uno de los tres componentes principales de la facturación total.
52.      Por otra parte, el artículo 9 de la Directiva 2019/944 reconoce un margen de maniobra considerable a los Estados miembros tanto en la definición del tipo de OSP que desean imponer a los GRD como en las modalidades de financiación de tales OSP. (32) De ello se deduce que la citada Directiva no se opone, en principio, a una normativa nacional que prevea la posibilidad de que los GRD repercutan a los clientes finales los costes vinculados al cumplimiento de las OSP que les impone el Estado miembro de que se trate, en particular en forma de tarifas, siempre que los parámetros y las modalidades de esa financiación cumplan los requisitos establecidos en el artículo 9, apartado 3, de dicha Directiva.
53.      En tercer y último lugar, en cuanto a los objetivos perseguidos por el Reglamento 2019/943, según su artículo 1, dicho Reglamento tiene por objeto, en particular, sentar las bases de un logro eficiente de los objetivos de la Unión de la Energía y del objetivo de neutralidad climática de la Unión. Persigue, en particular, permitir que las señales del mercado se verifiquen para aumentar la eficiencia, la cuota de fuentes de energía renovables, la seguridad del suministro, la flexibilidad, la sostenibilidad, la descarbonización y la innovación.
54.      Habida cuenta de las consideraciones expuestas en los puntos anteriores de las presentes conclusiones, considero que deben formularse las siguientes conclusiones.
55.      En primer lugar, he de señalar, como ya indiqué en los puntos 44 y 45 de las presentes conclusiones, que el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943 se aplica únicamente a las «tarifas» relacionadas con el uso de la red, la conexión a la red y el refuerzo de la red. Este precepto solo comprende, por consiguiente, los costes realmente soportados por el gestor de la red que estén estrechamente vinculados a la gestión de la red de distribución y no regula otros componentes tarifarios que no guardan relación con el uso efectivo de la red. En consecuencia, a priori, los costes correspondientes a las OSP en materia de apoyo a las energías renovables facturados por el gestor de la red no forman parte de las «tarifas» a que se refiere dicho precepto y, por lo tanto, no están comprendidos en su ámbito de aplicación. (33)
56.      Del artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943 se desprende por otra parte que los Estados miembros no deben integrar en las tarifas de acceso a la red mencionadas en esta disposición los costes que no estén vinculados estrictamente a la gestión de la red y que persigan «otros objetivos». Esta limitación parece reflejar, por una parte, la voluntad del legislador de la Unión de evitar que dichas tarifas se desvíen de su finalidad y se utilicen como mecanismo residual de financiación de políticas públicas sin relación aparente con la red de distribución y transporte de electricidad y, por otra parte, garantizar la transparencia en la fijación de tarifas, que constituye un elemento esencial del buen funcionamiento de los mercados de la electricidad en la Unión. (34)
57.      En segundo lugar, debo observar que el legislador de la Unión ha establecido determinadas normas que regulan la facturación, tanto para el gestor de la red como para el consumidor final, que exigen en particular que las tarifas relacionadas con la red y las relativas a las OSP en materia de apoyo a las energías renovables se presenten de manera transparente y diferenciadas de las tarifas de la red, sin incluirlas en estas últimas.
58.      Pues bien, la peculiaridad que caracteriza el presente asunto radica en que los costes correspondientes a las OSP no se han contabilizado, al parecer, en la categoría de «impuestos, tasas gravámenes y cargas» (que corresponde al tercer componente de la fijación de las tarifas de conformidad con el punto 3 del anexo I de la Directiva 2019/944), (35) lo cual, según todas las partes en el procedimiento, conduciría a una solución conforme al Derecho de la Unión, (36) sino en la categoría de «tarifas de acceso a la red» (que corresponde al segundo componente de la fijación de las tarifas con arreglo al punto 3 del anexo I de dicha Directiva), (37) en la que, en principio, deben figurar únicamente costes vinculados a la red.
59.      Aunque, a primera vista, tal situación puede suscitar interrogantes en torno a la compatibilidad de la normativa nacional controvertida en el litigio principal con el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943, queda por aclarar, a mi juicio, la manera en que las tarifas relacionadas con las OSP se integran en las tarifas de la red y, en particular, si influyen efectivamente en la fijación de estas últimas tarifas por la VREG. (38) En efecto, limitarse únicamente a la calificación formal de esos costes para concluir que existe una incompatibilidad con la citada disposición, debido a que tales costes se contabilizaron en otra categoría, cuando se consignaron de forma claramente diferenciada, supondría, en mi opinión, un exceso de formalismo que sería contrario a la aplicación efectiva del Reglamento 2019/943 y de la Directiva 2019/944. (39)
60.      Así pues, corresponde al órgano jurisdiccional remitente examinar no solo la calificación formal y la finalidad del gravamen en cuestión, así como su relación con la actividad de la red, sino también el modo en que esos mismos costes se integran en la estructura tarifaria. En efecto, si esas tarifas relacionadas con la red no pueden disociarse de otros costes que persigan objetivos independientes de la red, existiría, a priori, una incompatibilidad con el artículo 18, apartado 1, párrafo primero del Reglamento 2019/943. En cambio, en mi opinión, no procede llegar a esta misma conclusión cuando los costes no vinculados a la red como, por ejemplo, los relativos a las OSP están separados claramente y pueden diferenciarse con nitidez de las tarifas de la red. (40) Sin embargo, y sin perjuicio de las comprobaciones que corresponde efectuar al órgano jurisdiccional remitente a este respecto, no cabe excluir que la situación controvertida en el litigio principal esté comprendida en este último supuesto. (41)
b)      Sobre la incidencia de la integración de las OSP en las tarifas de la red a la vista de las competencias y de la función atribuidas a la autoridad reguladora nacional
61.      El segundo problema planteado por el órgano jurisdiccional remitente se refiere a la cuestión de si la integración de los costes relativos a las OSP en las tarifas de acceso a la red, tal como prevé la normativa nacional controvertida en el litigio principal, puede menoscabar la independencia o la autonomía en la toma de decisiones de la autoridad reguladora nacional a la hora de fijar las tarifas de la red, de conformidad con los requisitos establecidos en los artículos 57, apartados 4 y 5, y 59, apartado 1, letra a), de la Directiva 2019/944. (42)
62.      Con carácter preliminar, procede recordar que el artículo 57, apartado 4, de la Directiva 2019/944 dispone, en esencia, que los Estados miembros garantizarán la independencia de la autoridad reguladora nacional y, a tal fin, velarán por que, al desempeñar las funciones reguladoras que le confieren dicha Directiva y la legislación conexa, la referida autoridad sea jurídicamente distinta y funcionalmente independiente de otras entidades públicas o privadas, y garantice que su personal y los responsables de su gestión actúen con independencia de cualquier interés comercial y no soliciten ni acepten instrucciones directas de ningún Gobierno ni de ninguna otra entidad pública o privada para el desempeño de esas funciones. (43) Sin embargo, según el artículo 57, apartado 4, letra b), inciso ii), de la citada Directiva, este último requisito se entenderá sin perjuicio de una estrecha cooperación con otras autoridades nacionales afectadas, cuando proceda, ni de las directrices de política general publicadas por el Gobierno que no guarden relación con las funciones reguladoras previstas en el artículo 59 de la misma Directiva, las cuales incluyen, de conformidad con el apartado 1, letra a), de este último artículo, la de establecer o aprobar las tarifas de transporte o distribución de electricidad o sus metodologías de cálculo. (44)
63.      De ello se sigue que, para garantizar un adecuado funcionamiento del mercado interior de la electricidad, es preciso, por una parte, que las autoridades reguladoras nacionales dispongan de la capacidad de tomar decisiones sobre todas las cuestiones de reglamentación pertinentes y que disfruten de una independencia total frente a cualquier otro interés público o privado y, por otra parte, que la Directiva 2019/944 no prive a los Estados miembros de la facultad de establecer y publicar su política energética nacional y de determinar el marco de actuación de dichas autoridades. Por lo tanto, los Estados miembros mantienen la libertad para adoptar su propia normativa relativa al mercado nacional de la electricidad, sin perjuicio de las obligaciones y competencias atribuidas a las autoridades reguladoras por dicha Directiva. (45)
64.      Pues bien, procede constatar a este respecto que, si bien no se cuestiona que la fijación de las tarifas de distribución y el establecimiento de la metodología de fijación de tarifas aplicable a las tasas de conexión son competencia exclusiva, en virtud del artículo 59, apartado 1, letra a), de la referida Directiva, de las autoridades reguladoras nacionales, que disponen de un margen de maniobra considerable en la materia, esta competencia no puede extenderse automáticamente a otros aspectos de la política energética que no están relacionados con las funciones conferidas a esas autoridades en virtud de ese precepto y que, por consiguiente, quedan fuera de su competencia y cuya determinación es, en principio, una prerrogativa del poder legislativo o ejecutivo. Así sucede, en particular, con la fijación de los costes relativos a las OSP en materia de apoyo a las energías renovables y las modalidades de recuperación de tales costes. En efecto, la forma en que un Estado miembro pretenda apoyar el mercado de las energías renovables dentro de su territorio, ya sea mediante subvenciones directas, mecanismos fiscales o, como ocurre en el presente asunto, a través de una medida de carácter parafiscal consistente en repercutir los costes a los consumidores finales, es exclusivamente una decisión de política energética que queda fuera de la competencia de las autoridades reguladoras nacionales. (46)
65.      En otras palabras, si bien la fijación de las «tarifas» de la red a que se refiere el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943 es claramente competencia de las autoridades reguladoras nacionales en virtud del artículo 59, apartado 1, letra a), de la Directiva 2019/944, no sucede lo mismo con los «impuestos u otras tarifas» que no estén relacionados con el acceso o el uso de la red y que, por tanto, no están comprendidos en el ámbito de aplicación del referido artículo 18, apartado 1. (47)
66.      No obstante, esta constatación no impide a los Estados miembros atribuir tal competencia a las autoridades reguladoras nacionales y someter, como en el caso de autos, (48) la regulación de determinados aspectos tarifarios no comprendidos necesariamente en las obligaciones iniciales definidas en el artículo 59 de la Directiva 2019/944, a la supervisión o incluso al control de la autoridad reguladora nacional competente. (49) En efecto, ninguna norma del Derecho de la Unión parece oponerse a que los Estados miembros faculten a la autoridad nacional competente para regular las tarifas relacionadas con las OSP.
67.      La circunstancia, mencionada en el punto 58 de las presentes conclusiones, de que las tarifas relacionadas con las OSP no se hayan contabilizado en el tercer componente de la fijación de las tarifas, sino en las tarifas de la red, no puede poner en entredicho el análisis precedente y no puede dar lugar, por sí sola, a que se declare la incompatibilidad de la normativa nacional controvertida en el litigio principal con los artículos 57, apartado 4, y 59, apartado 1, letra a), de la Directiva 2019/944. En efecto, sin perjuicio de que el órgano jurisdiccional remitente confirme que los costes vinculados a las OSP, aunque integrados formalmente en las tarifas de la red, están en realidad claramente disociados de ellas, de modo que no afectan concretamente al método de cálculo y fijación de las tarifas o de las tarifas de la red, tal situación no puede equipararse a aquella en la que el poder legislativo o ejecutivo pretenda invadir las competencias de la autoridad reguladora nacional o menoscabar sus facultades en materia de fijación o aprobación de métodos tarifarios.
68.      Conviene subrayar, por último, que suponiendo que se concluya que los costes vinculados al cumplimiento de las OSP, que van a repercutirse a los clientes finales, están comprendidos en las funciones de las autoridades reguladoras nacionales, la jurisprudencia del Tribunal de Justicia admite que, en ciertos casos, incluso en los ámbitos que son competencia de la autoridad reguladora nacional, el ejercicio por un Estado miembro de sus competencias para establecer su política energética puede repercutir en los costes de explotación de la red eléctrica, sin que tal intervención sea, en cuanto tal, incompatible con el artículo 57, apartados 4 y 5, de la Directiva 2019/944. (50)
69.      A este respecto, procede observar que, en el marco de un litigio relativo a la conformidad con la Directiva 2009/73/CE (51) de una normativa nacional consistente, en esencia, en una intervención de un Estado sobre el precio del gas natural, el Tribunal de Justicia declaró que el artículo 3, apartados 1 a 3, de dicha Directiva, (52) considerado a la luz de los artículos 36 y 38 de la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea, debe interpretarse en el sentido de que no se opone a una normativa de un Estado miembro que establece que los costes derivados de obligaciones de almacenamiento de gas natural, impuestas a las empresas de gas natural para garantizar la seguridad del abastecimiento y la regularidad del suministro de gas natural en dicho Estado miembro, sean soportados íntegramente por los clientes de esas empresas, que pueden ser particulares, siempre que esa normativa persiga un objetivo de interés económico general y respete el principio de proporcionalidad y que las OSP que establece se definan claramente, sean transparentes, no discriminatorias y controlables, y garanticen a las empresas de gas de la Unión el acceso, en igualdad de condiciones, a los consumidores nacionales. (53)
70.      Habida cuenta de lo anterior, propongo responder a la primera cuestión prejudicial que el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento 2019/943 y los artículos 57, apartados 4 y 5, y 59, apartado 1, letra a), de la Directiva 2019/944 deben interpretarse en el sentido de que no se oponen a que se contabilicen, en las tarifas de acceso a la red, los costes relativos al cumplimiento de las OSP impuestas al gestor de la red por un Estado miembro sobre la base del artículo 9, apartado 2, de la Directiva 2019/944 y que no se financian mediante impuestos, derechos, subvenciones, contribuciones y gravámenes, siempre que tales costes no se integren en la metodología de fijación de dichas tarifas y se distingan claramente de ellas.
B.      Sobre la segunda cuestión prejudicial
71.      Mediante su segunda cuestión prejudicial, el órgano jurisdiccional remitente pregunta, en esencia, si el artículo 18, apartado 1, primera frase, del Reglamento 2019/943 debe interpretarse en el sentido de que se opone a una metodología de fijación de tarifas para la distribución de electricidad adoptada por una autoridad reguladora nacional que, en relación con un componente significativo de los costes de los GRD sujetos a una regulación de los ingresos, utiliza una metodología basada en la evolución de los costes históricos (y que determina así los ingresos tomando como referencia los costes pasados) o si la aplicación de esta metodología debe estar respaldada por una verificación del nivel de los costes históricos en relación con su eficiencia.
72.      Con carácter preliminar, he de señalar que la interpretación solicitada por el órgano jurisdiccional remitente se refiere únicamente al artículo 18, apartado 1, párrafo primero, primera frase, del Reglamento 2019/943, que exige que las tarifas de acceso a las redes se ajusten a los costes de los GRD en la medida en que correspondan a los de un GRD eficiente y estructuralmente comparable. Pues bien, para dar una respuesta útil a dicho órgano jurisdiccional, estimo que conviene reformular esta cuestión prejudicial, de manera que se refiera, no al apartado 1 de dicho artículo 18, sino a sus apartados 2 y 8.
73.      Procede recordar a este respecto que el artículo 18 del Reglamento 2019/943 enuncia los principios generales aplicables a la fijación y aprobación de las tarifas de acceso a las redes, que deben, en particular, ajustarse a los costes, fomentar la integración del mercado y garantizar la seguridad del suministro, así como promover un uso eficiente de la red existente mediante señales de precios adecuadas dirigidas a los usuarios.
74.      He de señalar, en primer lugar, que el artículo 18 de dicho Reglamento no impone una metodología específica de fijación de tarifas de distribución de la electricidad que la autoridad reguladora nacional esté obligada a seguir. Por consiguiente, incumbe a esta última elaborar una metodología que responda a todos los requisitos establecidos en el artículo 18 del citado Reglamento, incluido el relativo a la eficiencia de los costes. (54) Teniendo en cuenta, por otra parte, el carácter complejo y técnico de su función, dicha autoridad debe disponer de un amplio margen de apreciación para determinar esa metodología. (55) En este contexto, el margen de apreciación del que dispone dicha autoridad debe permitirle ajustar la metodología adoptada y las modalidades de cálculo en función de los parámetros que estime pertinentes a la luz de los objetivos perseguidos tanto por el Derecho de la Unión como por la normativa nacional aplicable, incluidas las condiciones particulares existentes en el mercado nacional de la electricidad. (56)
75.      En segundo lugar, debo señalar que el mero hecho de que la metodología adoptada por una autoridad reguladora nacional se base parcialmente en datos históricos, utilizados como punto de partida para la evaluación de los costes futuros de un GRD, (57) no puede, por sí solo, determinar su incompatibilidad con el artículo 18 del referido Reglamento. (58) Así sucede, en particular, cuando esta metodología no excluye, como parece ser el caso en el presente asunto, que se tomen en consideración factores de ajuste de los costes históricos o criterios complementarios que tengan en cuenta que la evolución futura del mercado puede diferir de la observada en el pasado.
76.      En tercer lugar, tal como resulta de los artículos 18, apartados 1, 2, y 8, del Reglamento 2019/943, para que una metodología de fijación de tarifas sea compatible con este precepto, ese método debe contener elementos que incentiven al gestor de la red a mejorar la eficiencia, tanto a corto como a largo plazo, de los costes y las inversiones. Es importante precisar además que, en el marco de su amplio margen de apreciación, que se ha recordado en el punto 74 de las presentes conclusiones, la autoridad reguladora nacional puede garantizar la eficiencia económica de los GRD de distintas maneras.
77.      En el presente asunto, de la resolución de remisión se desprende que la metodología de fijación de tarifas adoptada por la VREG contiene factores de ajuste para garantizar la mejora de la eficiencia general, incluida la eficiencia energética del sistema, y prevé asimismo una forma de control de los costes soportados por los GRD demandantes que se repercuten en las tarifas eléctricas. (59)
78.      En cuarto lugar, he de señalar que, si bien el órgano jurisdiccional remitente se pregunta sobre la compatibilidad de la metodología aplicada por la VREG con el requisito establecido en el artículo 18, apartado 1, párrafo primero, del Reglamento 2019/943, según el cual los costes que pueden repercutirse deben corresponder «a los de un gestor eficiente de redes y estructuralmente comparable», esta cuestión es esencialmente teórica, en la medida en que dicho órgano jurisdiccional no se ha pronunciado sobre las alegaciones detalladas presentadas tanto por los GRD demandantes como por la VREG en relación con los distintos parámetros y modalidades de la metodología de fijación de tarifas adoptada por la VREG. (60)
79.      Considero también importante recalcar, a este respecto que, si bien el Tribunal de Justicia es competente para interpretar las disposiciones del Derecho de la Unión, no le corresponde evaluar in abstracto los diferentes parámetros de la metodología adoptada por la VREG, ni determinar, por sí mismo, la metodología concreta que esta autoridad debe aplicar, ni pronunciarse sobre la adecuación de los criterios de sustitución que podrían haberse utilizado en el caso de autos. En efecto, el establecimiento de la metodología adecuada depende de un conjunto de elementos fácticos y de parámetros técnicos de los que no dispone el Tribunal de Justicia y, en cualquier caso, esa apreciación concreta corresponde únicamente al órgano jurisdiccional remitente. De ello se deduce que corresponde a este último órgano jurisdiccional comprobar si la metodología de fijación de tarifas controvertida en el caso de autos cumple los requisitos establecidos en el artículo 18 del Reglamento 2019/943, a la luz de todos los elementos fácticos de los que dispone.
80.      Habida cuenta de lo anterior, propongo responder a la segunda cuestión prejudicial que el artículo 18 del Reglamento 2019/943 debe interpretarse en el sentido de que no se opone a la adopción, por parte de una autoridad reguladora nacional, de una metodología de fijación de tarifas para la distribución de electricidad que utilice un método basado en la evolución de los costes históricos, en la medida en que dicho método prevea factores que permitan ajustar esos datos, si fuera necesario, a los costes de un GRD eficiente y estructuralmente comparable. Corresponde a la autoridad reguladora nacional, bajo el control de los órganos jurisdiccionales nacionales, determinar el carácter adecuado del método empleado a efectos de dicho cálculo, sobre la base de los hechos pertinentes y con observancia de los principios generales de fijación de las tarifas establecidos en la referida disposición.
C.      Sobre la tercera cuestión prejudicial
81.      Mediante su tercera cuestión prejudicial, el órgano jurisdiccional remitente pregunta en esencia si, para evitar una situación de inseguridad jurídica, puede mantener temporalmente los efectos de una disposición nacional, como el artículo 4.1.32, apartado 1, punto 10, del Decreto sobre la Energía, o de la decisión impugnada, cuando, a la luz de la sentencia que el Tribunal de Justicia dicte en respuesta a la petición de decisión prejudicial, tales normas resulten incompatibles con el Derecho de la Unión.
82.      A este respecto, como señaló el órgano jurisdiccional remitente, esta cuestión solo sería pertinente en el supuesto de que, habida cuenta de las respuestas dadas a las dos primeras cuestiones prejudiciales, dicho órgano jurisdiccional decidiera anular el Decreto sobre la Energía o la decisión impugnada, basándose en la incompatibilidad de uno u otra con el Derecho de la Unión.
83.      A la vista de las respuestas que propongo dar a las cuestiones prejudiciales primera y segunda, no procede responder a la tercera cuestión prejudicial.
V.      Conclusión
84.      Habida cuenta de las consideraciones que preceden, propongo al Tribunal de Justicia responder a las cuestiones prejudiciales planteadas por el hof van beroep te Brussel (Tribunal de Apelación de Bruselas, Bélgica) del siguiente modo:
«1)      El artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad y los artículos 57, apartados 4 y 5, y 59, apartado 1, letra a), de la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE,
deben interpretarse en el sentido de que
no se oponen a que se contabilicen, en las tarifas de acceso a la red, los costes relativos al cumplimiento de las obligaciones de servicio público impuestas al gestor de la red por un Estado miembro sobre la base del artículo 9, apartado 2, de la Directiva 2019/944 y que no se financian mediante impuestos, derechos, subvenciones, contribuciones y gravámenes, siempre que tales costes no se integren en la metodología de fijación de dichas tarifas y se distingan claramente de ellas.
2)      El artículo 18, apartado 1, párrafo primero, segunda frase, del Reglamento 2019/943
debe interpretarse en el sentido de que
no se opone a la adopción, por parte de una autoridad reguladora nacional, de una metodología de fijación de tarifas para la distribución de electricidad que utilice un método basado en la evolución de los costes históricos, en la medida en que dicho método prevea factores que permitan ajustar esos datos, si fuera necesario, a los costes de un gestor de la red de distribución eficiente y estructuralmente comparable. Corresponde a la autoridad reguladora nacional, bajo el control de los órganos jurisdiccionales nacionales, determinar el carácter adecuado del método empleado a efectos de dicho cálculo, sobre la base de los hechos pertinentes y con observancia de los principios generales de fijación de las tarifas establecidos en el artículo 18 de dicho Reglamento.»
1      Lengua original: francés.
2      Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (DO 2019, L 158, p. 54). Cabe señalar que este Reglamento ha sido objeto de sucesivas modificaciones, el 23 de junio de 2022 y el 16 de julio de 2024. No obstante, dado que el órgano jurisdiccional remitente ha identificado como pertinentes las disposiciones resultantes de la redacción inicial de dicho Reglamento, las presentes conclusiones se basan en esta redacción, debiendo precisarse que las modificaciones posteriores no afectan al análisis realizado.
3      Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012, relativa a la eficiencia energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE (DO 2012, L 315, p. 1).
4      Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2012/27/UE (DO 2019, L 158, p. 125).
5      Belgisch Staatsblad, de 7 de julio de 2009, p. 46192.
6      Más concretamente, los costes endógenos se dividen en tres componentes principales, a saber, en primer lugar, los costes de amortización, en segundo lugar, los costes de explotación, que incluyen los gastos e ingresos comprendidos en las partidas del plan contable mínimo normalizado y, en tercer lugar, el coste del capital invertido.
7      El órgano jurisdiccional remitente cita, a este respecto, las sentencias de 5 de octubre de 2023, Osteopathie Van Hauwermeiren (C‑355/22, EU:C:2023:737), apartado 30, y de 12 de septiembre de 2024, Casino de Spa y otros (C‑741/22, EU:C:2024:732), apartados 52, 53 y 58 a 62 y jurisprudencia citada.
8      En efecto, según la VREG, la elaboración de una nueva metodología tarifaria requiere como mínimo dos años, período durante el cual los gestores de la red podrían tener que financiar sus OSP sin disponer de los ingresos correspondientes, lo que podría afectar a su solvencia. Además, sin el mantenimiento temporal de los efectos, podrían producirse regularizaciones retroactivas de las facturas.
9      Véase, en particular, la sentencia de 1 de agosto de 2025, Tiberis Holding (C‑514/23, en lo sucesivo, «sentencia Tiberis Holding», EU:C:2025:597), apartado 33 y jurisprudencia citada.
10      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartado 35 y jurisprudencia citada.
11      Autorización de las ayudas estatales en el marco de las disposiciones de los artículos [107 TFUE y 108 TFUE] — Caso con respecto a los cuales la Comisión no presenta objeciones DO 2018, C 360, p. 1. Esta Decisión puede consultarse en lengua inglesa en el sitio de Internet de la Comisión en la dirección siguiente: https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/271706/271706_1974009_131_2.pdf.
12      Ha de señalarse asimismo que la Decisión de autorización de la Comisión sigue siendo aplicable, ya que, de conformidad con su considerando 7, la aprobación se concedió por un período de diez años.
13      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartado 39 y jurisprudencia citada.
14      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartado 40 y jurisprudencia citada.
15      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartado 41 y jurisprudencia citada. Véase, también, la sentencia de 11 de septiembre de 2025, Austria/Comisión (Central nuclear Paks II) (C‑59/23 P, EU:C:2025:686, apartados 52 a 55, 70 y 71 y jurisprudencia citada).
16      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartado 42 y jurisprudencia citada.
17      Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE (DO 2009, L 140, p. 16).
18      Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (DO 2018, L 328, p. 82).
19      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartados 44 a 50 y jurisprudencia citada.
20      Véase la sentencia Tiberis Holding, apartados 51 a 62 y jurisprudencia citada.
21      Las principales modalidades del régimen de ayuda a las energías renovables en cuestión pueden resumirse del siguiente modo. Los productores de electricidad generada a partir de fuentes renovables o de cogeneración reciben certificados por cada unidad de energía producida. Los proveedores de electricidad, o titulares de acceso a la red, están sujetos a la obligación anual de poseer y restituir un determinado número de certificados, proporcional a su volumen de suministro, so pena de pago de una multa. En principio, los certificados se intercambian en un mercado y su precio queda fijado por el juego de la oferta y la demanda, En el supuesto de que determinados certificados no encuentren comprador en ese mercado, los GRD, que están obligados legalmente a adquirirlos a un precio mínimo garantizado, intervienen con el fin de estabilizar dicho mercado. Los costes que soporten los GRD en virtud de esa obligación de compra se repercuten seguidamente a los consumidores a través de las tarifas de red. Véanse, en lo que respecta a la misión encomendada a los GRD en el marco del funcionamiento del régimen de ayudas de que se trata, los considerandos 8, 9, 36 y 75 de la Decisión de autorización de la Comisión.
22      Véase el considerando 75 de la Decisión de autorización de la Comisión.
23      Según el considerando 36 de la Decisión de autorización de la Comisión, el mercado en cuestión se caracterizaba, en ese momento, por un exceso de certificados, lo que condujo a una utilización frecuente de la obligación de compra impuesta a los GRD. Esta afirmación parece, por lo demás, confirmada por la resolución de remisión, que señala que los pagos en cuestión corresponden a cantidades particularmente elevadas, circunstancia que, en su opinión, justifica, en su caso, una limitación temporal de los efectos de la sentencia que se dicte, en el supuesto de que las respuestas aportadas por el Tribunal de Justicia lleven a declarar la incompatibilidad del régimen flamenco controvertido en el litigio principal con el Derecho de la Unión. Véase, a este respecto, el punto 22 de las presentes conclusiones.
24      Ninguna de las partes en el procedimiento cuestiona, en virtud de otras disposiciones del Derecho de la Unión, la posibilidad de que el Reino de Bélgica imponga las OSP en cuestión. Lo mismo sucede con respecto a las modalidades de financiación previstas por dichas OSP y con la posibilidad de que los GRD repercutan los costes correspondientes a los consumidores finales. Como se confirmó en la vista, el nudo que subyace en la primera cuestión prejudicial se refiere al modo en que los costes relativos a las OSP deben contabilizarse en las tarifas de electricidad, así como a las consecuencias de que se tomen en consideración en las tarifas de red, sin que se cuestione en modo alguno la existencia de esas OSP, ni sus modalidades de financiación, incluida la posibilidad de repercutir los costes que de ello se derivan en los consumidores finales.
25      En efecto, la primera cuestión prejudicial versa sobre si, a la luz del artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943, los costes relativos a la adquisición de esos certificados verdes pueden repercutirse en las tarifas de la red. Por otra parte, no se desprende de ningún elemento de los autos que obran en poder del Tribunal de Justicia que el órgano jurisdiccional remitente pretenda poner en duda, mediante su cuestión prejudicial, el mecanismo de compra de certificados verdes o sus modalidades de financiación.
26      En efecto, la disposición aplicable en el momento de adopción de la Decisión de autorización de la Comisión, en concreto el artículo 14 del Reglamento (CE) n.º 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.º 1228/2003 (DO 2009, L 211, p. 15), estaba redactada de manera distinta y no contenía tal prohibición.
27      Véanse las sentencias Tiberis Holding, apartados 58, 60 y 61, y de 12 de enero de 2023, DOBELES HES, C‑702/20 y C‑17/21, EU:C:2023:1, apartados 60 y 61.
28      Sentencia de 1 de agosto de 2025, Alace y Canpelli, C‑758/24 y C‑759/24, EU:C:2025:591, apartado 91 y jurisprudencia citada.
29      Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de octubre de 2016, relativo a las estadísticas europeas sobre los precios del gas natural y la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2008/92/CE (DO 2016, L 311, p. 1). El anexo II de este Reglamento precisa que el precio de «red» incluye, en particular, las tarifas de transporte y distribución. Además, los «impuestos, tasas, gravámenes y cargas» comprenden también los impuestos, tasas, gravámenes o cargas relacionados con la promoción de las energías renovables, la eficiencia energética y la producción combinada de calor y electricidad.
30      He de precisar a este respecto que el artículo 2, punto 57, de la Directiva 2019/944 define el concepto de «empresa eléctrica» de manera amplia, de modo que las OSP contempladas en el artículo 9 de dicha Directiva que se imponen a las empresas eléctricas pueden corresponder tanto a los gestores de redes como a otras empresas del sector eléctrico.
31      Si bien en el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943 se utiliza el término «redevances» (tarifas) para designar los costes vinculados a la red de transporte y distribución de electricidad, el término «tarif» (tarifa) se emplea, por su parte, para designar esos costes en el anexo II del Reglamento 2016/1952, al que se remite el punto 3 del anexo I de la Directiva 2019/944. Lo mismo sucede con el artículo 59, apartado 1, letra a), de la citada Directiva, que se refiere a las «tarifas» de transporte y distribución, sin mencionar las tarifas de acceso a la red a que se refiere el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943. Es preciso señalar asimismo que el término «redevance» se emplea, por su parte, para describir tanto los costes relacionados con la red (en el sentido del artículo 18, apartado 1, de dicho Reglamento) como los costes relativos a las OSP (en el marco del tercer componente tarifario, previsto en el punto 3 del anexo I de la Directiva 2019/944 y en el anexo II del Reglamento 2016/1952). Procede señalar, a este respecto, que todas las partes en el procedimiento confirmaron en la vista que los términos «tarifs» y «redevances» deben, a su juicio, entenderse de modo equivalente.
32      Lo que incluye, en particular, la determinación de las modalidades de reembolso de los costes derivados de su cumplimiento.
33      Ello no excluye que determinadas OSP se apliquen en forma de tarifas relacionadas con la gestión o el uso de la red, que, por ello, quedan comprendidas en el ámbito de aplicación del artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943, en particular cuando persigan cubrir los costes correspondientes a las inversiones necesarias para la mejora o la protección de la red o para la conexión de clientes situados en zonas rurales o remotas.
34      He de señalar, a este respecto, que de conformidad con el artículo 18, apartados 9 y 10, del Reglamento 2019/943, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) elaboró un informe de buenas prácticas sobre metodologías de fijación de tarifas de transporte y distribución. La última versión de dicho informe indica que «los costes no vinculados al uso de la red pueden falsear las señales tarifarias de la red u ocasionar perturbaciones en el mercado de la electricidad». Véase el informe de la ACER sobre las prácticas en materia de tarifas de la red, titulado «Getting the signals right: Electricity network tariff methodologies in Europe», de 26 de marzo de 2025 (en lo sucesivo, «informe de la ACER»), que puede consultarse, únicamente en lengua inglesa, en la dirección siguiente: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf, en particular p. 29, apartado 85.
35      Véase el punto 49 de las presentes conclusiones.
36      Tanto la VREG como la Comisión —que inicialmente habían sostenido en sus observaciones escritas que la inclusión de los costes vinculados a las OSP en las tarifas de acceso a la red conduciría a una incompatibilidad, según la VREG, con el artículo 18, apartado 1, del Reglamento 2019/943 y, según la Comisión, con los artículos 57, apartados 4 y 5, y 59, apartado 1, letra a), de la Directiva 2019/944— confirmaron en la vista que los costes correspondientes a las OSP podían repercutirse íntegramente a los consumidores finales en el marco del tercer componente tarifario.
37      Véase el punto 49 de las presentes conclusiones.
38      Si bien el órgano jurisdiccional remitente no se ha pronunciado sobre este extremo, las posiciones de las partes difieren en cuanto al modo en que los costes relativos a las OSP se integran efectivamente en las tarifas de la red y a la existencia de una tarifa real distinta para las OSP en Flandes y sobre las modalidades precisas de contabilización de esos costes. Los GRD demandantes y el Gobierno belga sostienen que existe una «tarifa específica» distinta para las OSP, y afirman que los costes relativos a esas OSP no afectan en absoluto a la metodología de cálculo de las tarifas de la red. Sin embargo, la VREG rebate esta afirmación y considera que los costes relativos a las OSP no son objeto de una tarifa separada.
39      Máxime cuando las citadas disposiciones del Derecho de la Unión no se distinguen por su claridad, como ya se ha señalado en el punto 51 de las presentes conclusiones.
40      Así sucedería si los costes relativos a las OSP, pese a estar vinculados formalmente a las «tarifas de acceso a la red», se contabilizaran por separado de dichas tarifas.
41      Debo señalar, a este respecto, que del informe de la ACER, invocado tanto por la VREG como por los GRD demandantes y el Gobierno belga, se desprende que en Flandes, al igual que en la mayoría de los Estados miembros, los costes no vinculados a la red están separados claramente de otros costes o tarifas vinculados a la red. Véanse, a este respecto, el apartado 63 del citado informe y el cuadro 4 que lo acompaña, así como el cuadro 59 del anexo I, en especial la p. 111. Este anexo se puede consultar, únicamente en inglés, en la siguiente dirección: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications_annex/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Annex-I.pdf. Si bien en dicho informe la ACER subraya que en determinados Estados miembros, entre ellos el Reino de Bélgica, Irlanda y la República eslovaca, los costes no vinculados a la red se integran en las tarifas de la red y no se desglosan claramente en la factura, esta observación no parece aplicarse a todo el territorio belga, sino que se limita a la región de Bruselas. Véase, a este respecto, el informe de la ACER, p. 29, apartado 85, y cuadro 59 del anexo I, p. 111.
42      La Comisión considera que la primera cuestión judicial debe entenderse en el sentido de que tiene por objeto determinar si el legislador nacional es competente para adoptar disposiciones que obliguen a una autoridad reguladora nacional a tener en cuenta, al determinar las tarifas, los costes vinculados a las OSP. En su opinión, no pueden admitirse, a la luz de los artículos 57, apartados 4 y 5, y 59, apartado 1, letra a), de la Directiva 2019/944, medidas normativas nacionales que incluyan disposiciones detalladas que establezcan, de manera específica, los elementos que quedan a la discreción de la autoridad reguladora nacional, como el nivel de las tarifas de la red eléctrica o las metodologías concretas para su cálculo.
43      Véase, en este sentido, la sentencia de 2 de septiembre de 2021, Comisión/Alemania (Transposición de las Directivas 2009/72 y 2009/73), C‑718/18, EU:C:2021:662, apartados 108 y 109 y jurisprudencia citada.
44      Véase la sentencia de 6 de marzo de 2025, Alajärven Sähkö y otros, C‑48/23, en lo sucesivo, «sentencia Alajärven Sähkö y otros», EU:C:2025:144, apartado 30 y jurisprudencia citada.
45      Véase la sentencia Alajärven Sähkö y otros (apartados 32 y 39 y jurisprudencia citada).
46      En realidad, las tarifas relativas a las OSP se asemejan a un mecanismo de apoyo «clásico», que los Estados miembros utilizan, entre otros instrumentos, en el marco de los regímenes de ayudas de Estado en favor de las energías renovables.
47      Pues bien, tal como se ha determinado en los puntos 50 y 56 de las presentes conclusiones, los costes correspondientes a las OSP que respaldan el fomento de las energías renovables pertenecen, en principio, a esta última categoría.
48      Cabe recordar a este respecto que, en el marco del presente asunto, el Decreto sobre la Energía dispone que la repercusión de los costes por parte de los gestores de la red debe efectuarse bajo el control de la VREG. Según las observaciones escritas y orales de la VREG y del Gobierno belga, el control ejercido por la VREG se refiere, en particular, a la comprobación de la relación entre esos costes y las OSP, así como al carácter razonable de estas.
49      Ese podría ser el caso, en particular, cuando esos aspectos impliquen elementos técnicos que requieran apreciaciones complejas.
50      Véase la sentencia Alajärven Sähkö y otros, apartado 40. Véanse asimismo mis conclusiones presentadas en ese asunto (C‑48/23, EU:C:2024:695), puntos 52 y 53.
51      Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE (DO 2009, L 211, p. 94).
52      Disposición que se corresponde, expressis verbis, con el artículo 9, apartados 1 a 3, de la Directiva 2019/944.
53      Véase la sentencia de 30 de abril de 2020, Оvergas Mrezhi y Balgarska gazova asotsiatsia (C‑5/19, EU:C:2020:343), apartado 88. Véase también la sentencia de 16 de julio de 2020 Comisión/Hungría (Tarifas de acceso a las redes de transporte de electricidad y gas natural) (C‑771/18, EU:C:2020:584, apartados 47 a 53).
54      Dado que el Reglamento 2019/943 no establece disposiciones más específicas sobre el método aplicable para evaluar y fomentar la eficiencia, la determinación de ese método forma parte de las obligaciones de la autoridad reguladora nacional de conformidad con el artículo 59 de la Directiva 2019/944.
55      Véase, por analogía, la sentencia de 23 de octubre de 2025, Gaso y Conexus Baltic Grid, C‑87/24, EU:C:2025:826, apartado 81. Véanse asimismo mis conclusiones presentadas en ese asunto (C‑87/24, EU:C:2025:249), punto 65.
56      Así sucede, en particular, cuando una autoridad reguladora nacional ha de efectuar análisis económicos prospectivos para determinar la probabilidad de ciertos aspectos de la evolución del mercado pertinente en un período de tiempo previsible. Es evidente que, en la mayoría de los casos, tales análisis prospectivos son complejos y necesariamente más inciertos que los análisis ex post. Véase, por analogía, en el ámbito de las concentraciones, la sentencia de 13 de julio de 2023, Comisión/CK Telecoms UK Investments, C‑376/20 P, EU:C:2023:561, apartados 82 y 83.
57      Conviene precisar que la mayoría de las autoridades reguladoras nacionales en el seno de la Unión utilizan, a efectos de la regulación de los ingresos de los GRD, metodologías basadas en los costes históricos para determinar sus tarifas de la red. Véase, a este respecto, el informe del Consejo de Reguladores Europeos de la Energía (CEER) de 2023 sobre los marcos reguladores de las redes europeas de energía, titulado «Regulatory Frameworks for European Energy Networks», de 21 de febrero de 2024, que puede consultarse en la siguiente dirección: https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2024/04/RFR23-Main-report.pdf, en particular p. 166.
58      Procede señalar a este respecto que el artículo 18, apartado 4, letra b), del Reglamento 2019/943 prevé que, al fijar las tarifas de acceso a la red, los «pagos previstos para períodos de tiempo futuros, calculados a partir de períodos anteriores», figuran entre los elementos que deben tenerse en cuenta.
59      De la resolución de remisión resulta que la metodología de fijación de tarifas adoptada por la VREG prevé, en particular, que esta última ejerza un control sobre el carácter razonable de los costes declarados por los GRD (que consiste, entre otras cosas, en verificar si los costes están justificados desde el punto de vista de los usuarios de la red de distribución o del interés general, y si no podían haberse evitado). Además, la VREG aplica un límite máximo de ingresos a los costes endógenos, que constituye, por tanto, un incentivo de la eficiencia. Véase también el punto 17 de las presentes conclusiones.
60      El órgano jurisdiccional remitente señala, en particular, que el método aplicado por la VREG no parece incluir un mecanismo que permita comprobar la justificación y la necesidad de los costes soportados por los GRD durante el período de referencia. Aun suponiendo que en el caso de autos los GRD flamencos fueran ineficientes, extremo sobre el que el propio órgano jurisdiccional remitente admite que no puede pronunciarse en esta fase, esta metodología de fijación de tarifas no parece, según dicho órgano jurisdiccional, idónea para detectar una situación de ese tipo ni para impedir que se repercutan unos costes excesivos en los usuarios finales a través de unas tarifas demasiado elevadas. En aras de la exhaustividad, señalaré que, según la resolución de remisión, aunque no se oponen en principio a la utilización de los costes históricos como punto de partida para el cálculo de las tarifas, los GRD demandantes cuestionan la metodología adoptada por la VREG basándose en que podría, no «sobrestimar» sus costes tal como considera dicho órgano jurisdiccional, sino «subestimar» sus costes reales (lo cual se traduciría, por tanto, en la concesión de unos ingresos demasiado bajos a esos GRD). Los GRD demandantes subrayan asimismo que los datos históricos en los que se asienta el método adoptado por la VREG no reflejan necesariamente los costes efectivos soportados, en particular, en caso de choques o acontecimientos imprevisibles que impliquen importantes fluctuaciones en los mercados.