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Timestamp: 2019-06-16 05:00:42+00:00

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Derecho de la Energía Archives - Página 2 de 4 - Abogado administrativo Zaragoza
Hace unos días publicaba un post (aquí) dando cuenta de una interesante sentencia del TSJ de Madrid –sentencia nº 6841/2016, de 30 de mayo-, que confirmaba la forma de determinar el valor en el mercado de la utilidad derivada de la ocupación de los bienes demaniales mediante las instalaciones de transporte de energía eléctrica, establecida en la Ordenanza del Ayuntamiento de Somosierra reguladora de la tasa correspondiente. El método de valoración utilizado en este caso consiste en tener en cuenta, además del valor catastral del suelo rústico afectado, el valor de las instalaciones de transporte de energía eléctrica construidas sobre estos terrenos demaniales. Concluía el post señalando que habría que ver si finalmente el TS confirmaba este método de valoración.
Pues bien, el Tribunal Supremo en varias sentencias que acaba de dictar, considera ajustada a derecho esta forma de determinar el valor en el mercado de la utilidad derivada de la ocupación de los bienes demaniales mediante las instalaciones de transporte y distribución de energía.
La sentencia del TS 5558/2016, de 21 de diciembre, recogiendo la doctrina de otras sentencias recientes –STS 21 de diciembre de 2016 (nº rec 336/2016); STS 21 de diciembre de 2016 (nº rec 9477/2016); STS 21 de diciembre de 2016 (nº rec 580/2016); STS 21 de diciembre de 2016 (nº rec 436/2016)-, estima el recurso de casación interpuesto por el Ayuntamiento de Villalcampo contra la sentencia del TSJ de Castilla y León, que había estimado el recurso interpuesto por REE contra la Ordenanza municipal reguladora de la tasa por utilización privativa o aprovechamiento especial del dominio público local de las instalaciones de transporte de energía eléctrica, gas, agua e hidrocarburos.
La cuestión que se plantea ante el Tribunal Supremo es si para determinar el valor de la utilidad derivada del aprovechamiento especial del demanio municipal (artículo art. 24.1 a del Texto Refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales) debe tenerse en cuenta únicamente el valor del suelo del dominio público afectado o si se puede incluir también el valor de las instalaciones de transporte de energía –electricidad y gas- ejecutadas para desempeño de esta actividad ejercitada a través de ellas. Estas sentencias, como se ha dicho, concluyen que cabe incluir el valor de las construcciones e instalaciones, junto con el valor catastral del suelo rústico, para calcular la base imponible de la tasa. Se argumenta lo siguiente:
“1) Al cuantificar la tasa no se trata de alcanzar el valor de mercado del suelo por el que discurren las instalaciones que determinan el aprovechamiento especial o el uso privativo del dominio público local, sino el de la utilidad que esos aprovechamientos o usos reportan. Por ello, son admisibles todos los métodos que, cualquiera que sea el camino seguido, desemboquen en un valor que represente la utilidad en el mercado obtenida por el sujeto pasivo. Al controlar esa elección los tribunales de justicia no podemos sustituir la opción municipal por nuestro subjetivo criterio. Tan sólo nos compete comprobar que la elección conduce al resultado querido por la Ley y lo hace aplicando, motivada y razonadamente, criterios objetivos, proporcionados y no discriminatorios, determinados con transparencia y publicidad.
2.1) No cabe calificar de inadecuado acudir para determinar el aprecio que corresponde a esa utilidad al valor catastral del suelo, que tiene siempre como límite el del mercado (artículo 23.2 TRLCI), valor catastral que en el caso de la Ordenanza discutida es el rústico con construcciones [el valor catastral es la suma del valor del suelo más el de las construcciones (artículo 22 TRLCI)], por ser de esa naturaleza el suelo por el que discurren las instalaciones cuyo establecimiento es la causa del uso del dominio con exclusión de los demás que provoca la exacción de la tasa. Téngase en cuenta que, a efectos catastrales, se reputan construcciones las instalaciones industriales, considerándose, entre otras, los diques, tanques, cargaderos, etc. [artículo 7.4.b) TRLCI), lista abierta que permite calificar de tales a las canalizaciones de gas, así como a las estaciones de impulsión o depósito y los tanques a que se refiere la Ordenanza discutida en el anexo II.
2.2.) La toma en consideración de tales infraestructuras para calcular la base imponible de la tasa resulta adecuada a la finalidad perseguida por el legislador: si se trata de valorar la utilidad que proporciona al sujeto pasivo el uso privativo o el aprovechamiento especial del dominio público local por la instalación de los mencionados elementos relativos a la distribución de gas e hidrocarburos, parece de todo punto razonable tomarlas en consideración. Desde luego está fuera de lugar la pretensión de la recurrente de que se consideren exclusivamente valores o parámetros propios del suelo rústico o de su aprovechamiento agropecuario, obviando que el hecho imponible de la tasa viene determinado por el aprovechamiento por su parte del dominio público local para su actividad de transporte y distribución de gas e hidrocarburos. Además, la recurrente se equivoca, pues la Circular 03.04/07 de la Dirección General del Catastro prevé que para las construcciones no agrarias en suelo rústico se aplique el valor establecido para las construcciones en suelo de naturaleza urbana y, en particular, el uso «Y» (otros usos) a los silos, depósitos y tanques ligados a industrias no agrarias. Por lo demás, ni el informe técnico-económico califica a las conducciones de gas de construcciones de tipología extensiva ni nada hay en la mencionada Circular que impida calificarlas de tales.
3) La aplicación del coeficiente RM previsto en la normativa catastral encuentra plena justificación en la medida en que se trata de cumplir el mandato legal de que el valor catastral no supere al de mercado. Como quiera que la base imponible de la tasa se determina por el valor que tendría en el mercado la utilidad derivada del aprovechamiento especial o el uso privativo del dominio público local, parece de todo punto ajustada a las exigencias legales la aplicación de un coeficiente que tiene por designio evitar que el valor catastral de los bienes considerados supere al del mercado.
En un juicio estrictamente técnico, se podrá discutir si otros parámetros distintos de los elegidos hubieran sido más adecuados para determinar el valor de esa utilidad, pero en un juicio estrictamente jurídico, como el que nos incumbe, se debe concluir que el Ayuntamiento de Arteixo ha aplicado para determinar la base imponible y las tarifas de la tasa que regula la Ordenanza impugnada unos parámetros objetivos, proporcionados y no discriminatorios que respetan las exigencias del artículo 24.1.a) TRLHL, ejerciendo así su potestad conforme a los criterios que dimanan de la jurisprudencia.”
Esta es la opinión mayoritaria de la Sala pero hay dos votos particulares que disienten de la mayoría y consideran que es contrario al art. 24.1 a) del Texto Refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales, incluir en el valor de la utilidad las inversiones en las infraestructuras de transporte y distribución de energía.
Con estas sentencias se da un paso más en la tarea de acotar lo que debe entenderse por valor en el mercado de la utilidad por el aprovechamiento especial del demanio municipal. El resultado al que se llega beneficia a los Ayuntamientos que ven afectados sus bienes demaniales por infraestructuras de transporte y distribución de energía, en la medida en que podrán incrementar la cuantía de la tasa al incluir en la base imponible el valor catastralde las construcciones e instalaciones junto al valor del suelo.
Por el contrario, se verán perjudicadas por el incremento del importe de la tasa, las empresas titulares de las redes de transporte y distribución de energía (electricidad y gas) La duda que surge es si finalmente estas empresas soportarán el coste que supone la tasa, en detrimento de sus beneficios, o acabarán solicitando que se repercuta en el conjunto de los consumidores de energía, incrementando su régimen retributivo y, consecuentemente, los peajes de acceso. O que se repercuta en los consumidores de los Municipios afectados, mediante la aplicación de los correspondientes suplementos territoriales. Sobre esta cuestión –repercusión de los tributos locales en el precio de la electricidad- véase el siguiente post. Veremos lo que pasa.
Acaba de publicarse una noticia en la prensa (aquí) que informa de la intención del Ayuntamiento de Zaragoza de comprar la electricidad en el mercado de producción, interviniendo como consumidor directo. Se dice que el Ayuntamiento podría ahorrar en su factura energética hasta 2,5 millones de euros al año, si comprase la electricidad en el denominado mercado mayorista.
La liberalización del sector eléctrico supuso que los consumidores, entre ellos los Municipios y demás Administraciones públicas, tuviesen libertar para elegir adónde y a quién comprar la electricidad. Se crea el mercado de producción de energía eléctrica, al que los consumidores pueden acceder directamente para comprar la electricidad. Y, por otra parte, se liberaliza el mercado minorista, con la consiguiente entrada de nuevas comercializadoras que compiten entre ellas para vender la electricidad a los consumidores. De tal manera que los consumidores tras la liberalización pueden comprar la energía eléctrica directamente en el mercado de producción o bien pueden adquirirla en el mercado minorista a alguna de las comercializadoras que en él participan.
Los Municipios, y el resto de Administraciones públicas optaron inicialmente por contratar la electricidad con alguna de las comercializadoras participantes en el mercado minorista. Se ha utilizado en estos casos el típico contrato administrativo de suministro, sujeto a la legislación de contratos del sector público.
La realidad es que la contratación de la electricidad por los Ayuntamientos y demás Administraciones públicas en el mercado minorista, no ha servido, por varias circunstancias, para obtener unos buenos precios por la electricidad adquirida.
La falta de competencia real en el mercado minorista, controlado por las comercializadoras vinculadas a las grandes empresas del sector eléctrico, la deficiente redacción de los pliegos que han regido los procesos de licitación, el riesgo de impago del suministro eléctrico por algunas Administraciones públicas con graves problemas financieros, entre otras circunstancias, han desincentivado la concurrencia en las licitaciones convocadas para adjudicar el suministro eléctrico, hasta el punto que en algunos casos se han tenido que declarar desiertas.
Ciertamente las Administraciones públicas han ido cumpliendo las exigencias jurídico-formales en lo que respecta a la licitación pública del contrato de suministro de electricidad, pero se ha descuidado el objetivo de la eficiencia, que debe estar presente en la contratación pública. La eficiencia en los contratos de compra de electricidad consiste en obtener el mejor precio posible.
Las dificultades que encuentran los Municipios para lograr una contratación eficiente del suministro eléctrico en el mercado minorista, ha determinado que alguno de ellos, como es el caso de Zaragoza, se planteen comprar la electricidad en el mercado mayorista.
Nada impide que los Municipios, y el resto de Administraciones públicas, puedan ser sujetos del mercado de producción y participar como agentes en el mercado diario para la compra de electricidad. La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (en lo sucesivo LSE), al regular los distintos sujetos que desarrollan actividades de suministro, contempla –artículo 6.1.g-, entre otros, a aquellos consumidores que adquieran energía directamente en el mercado de producción, denominados Consumidores Directos en Mercado
La posibilidad de que un Municipio participe en el mercado mayorista como consumidor directo, le fue planteada a la Comisión Nacional de la Energía, respondiendo afirmativamente la consulta que se le hizo en el informe de 21 de febrero de 2013. Se desprende de este informe que los Municipios pueden acceder al mercado mayorista en las mismas condiciones que cualquier otro consumidor, sin que le sea exigible ningún requisito adicional.
Ya existen, por otra parte, experiencias de Municipios que compran la electricidad en el mercado mayorista como consumidores directos. Es el caso del Ayuntamiento de Avilés, que compra en el mercado mayorista la electricidad para el alumbrado público.
No hay duda, pues, que las Administraciones públicas en general y, en particular, los Municipios pueden comprar directamente la electricidad en el mercado mayorista. La cuestión que se plantea es la de determinar el régimen jurídico aplicable a la compra de energía eléctrica por los Municipios en el mercado mayorista. Surge la duda porque este tipo de contratación, intensamente regulada por la legislación del sector eléctrico, entraría dentro de objeto del TRLCSP y, a pesar de sus peculiaridades, no está expresamente excluida de su ámbito de aplicación.
La peculiar organización y funcionamiento de este mercado regulado, hace difícil su encaje en la legislación de contratos del sector público, como se verá a continuación.
El mercado de producción de energía eléctrica –denominado mercado mayorista- se define (artículo 8.1 LSE) como aquel integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energía eléctrica.
Este mercado mayorista engloba varios mercados en los que se puede contratar la electricidad. Por una parte está el mercado diario, que es un mercado físico, organizado y que incluye tres tramos: el mercado diario, el mercado intradiario y mercado de servicios complementarios. El mercado diario se celebra el día anterior al de la entrega de la energía y en él compradores y vendedores intercambian energía para cada una de las horas del día siguiente. El operador del mercado (OMIE) cruza las ofertas de venta y de compra, lo que da como resultado el precio del mercado para cada hora del día. Se trata de un mercado marginalista, en el que todos los generadores casados reciben un mismo precio, que viene determinado por el cruce de las curvas de oferta y demanda.
El mercado intradiario, gestionado también por el OMIE, tiene por objeto permitir a generadores y a comercializadores adaptarse a los cambios que puedan producirse tras el cierre del mercado diario; con este fin se prevén 6 sesiones diarias, repartidas a lo largo del día, en las que los agentes pueden modificar sus posiciones.
Los denominados mercados de operación técnica –resolución de restricciones técnicas, resolución de restricciones por garantía de suministro, servicios complementarios y gestión de desvíos-, gestionados por el operador del sistema (REE), tienen por finalidad garantizar la seguridad y fiabilidad del sistema de generación y transporte.
Y por otra parte están los mercados a plazo, entre los que hay que distinguir el mercado organizado, gestionado por OMIP, y el mercado no organizado (OTC), en el que se celebran contratos bilaterales físicos y contratos con liquidación financiera por diferencias. La finalidad de los mercados a plazo es permitir a los vendedores y compradores de electricidad controlar el riesgo económico derivado de la volatilidad de los precios de la energía en el mercado diario. Los contratos que se celebran en estos mercados a plazo son contratos de cobertura, de naturaleza financiera, que tienen por finalidad garantizar un precio cierto para las partes, independientemente de los precios que resulten del mercado diario.
Veamos a continuación los rasgos que caracterizan la compraventa de electricidad en el mercado diario. Hay que destacar que la contratación se produce en un mercado organizado, intensamente regulado, en el que intervienen distintos sujetos, algunos de los cuales presentan ofertas de venta de la electricidad que producen y otros –fundamentalmente empresas comercializadoras y consumidores directos- presentan ofertas de adquisición, correspondiendo al operador del mercado (OMIE) la gestión de las ofertas de compra y venta.
El correcto funcionamiento de este mercado requiere una detallada regulación que establezca las condiciones generales de acceso de los sujetos a los diferentes segmentos del mercado organizado, diseñe la infraestructura institucional necesaria y fije las normas básicas de funcionamiento. Esta regulación se contiene en la LSE, en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica (en lo sucesivo RD 2019/1997) y en las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción de energía eléctrica.
Esta intensa regulación limita la capacidad de las partes para pactar; en este sentido el artículo 8.1 LSE dispone que los sujetos que actúen en el mercado de producción podrán pactar libremente los términos de los contratos de compraventa de energía eléctrica que suscriban, respetando las modalidades y contenidos mínimos previstos en la presente ley y en sus reglamentos de desarrollo. Y el artículo 7.1 del RD 2019/1997, exige como requisito para poder participar como agentes en el mercado diario, el haberse adherido expresamente a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación del mercado, mediante la firma del correspondiente contrato de adhesión.
La contratación en este mercado se caracteriza por el cruce de ofertas de venta –que por regla general deben de realizar obligatoriamente los productores- y de adquisición de energía que, como ha quedado dicho, casa el operador del mercado (OMIE) Este peculiar sistema de entrecruzamiento de ofertas de venta y adquisición, determina que el contrato se entienda perfeccionado y formalizado en el momento de la casación y ejecutado cuando se haya producido el suministro de energía eléctrica (artículo 24.2 LSE)
Otro rasgo a tener en cuenta es que la pluralidad de sujetos que intervienen en este mercado ofreciendo la compra y la venta de electricidad, impide al comprador, al menos inicialmente, saber quién es la entidad de quién adquiere la electricidad y, viceversa, impide al vendedor conocer a quien vende la electricidad producida. La identificación del comprador y del vendedor se produce al final, una vez que, despachada la electricidad, el OMIE ha practicado las liquidaciones.
El precio del contrato no es en este caso, como suele ser habitual en todo contrato, el que las partes pactan libremente. Al tratarse de un mercado marginalista, en el que los agentes participantes presentan sus ofertas de venta y adquisición para cada una de las 24 horas del día siguiente, el precio para cada una de las horas viene determinado por la casación de estas ofertas realizada por un algoritmo. Quede claro, pues, que el precio que para cada una de las horas resulte de la casación se aplicará a todos los que hayan vendido y comprado energía en ese periodo de programación. Conviene advertir que para el Consumidor Directo en Mercado el precio final de la electricidad adquirida es el resultado de añadir al precio marginalista del mercado diario, el correspondiente al mercado intradiario y los derivados de los mercados de operación técnica a los que antes se ha hecho referencia.
Corresponde al operador del mercado (OMIE) llevar a cabo la liquidación y comunicación de las obligaciones de pago y derechos de cobro a que dé lugar la energía contratada en el mercado. Se entiende por liquidación el proceso mediante el cual el operador del mercado determina el precio e importe final a pagar por los compradores y el precio e importe a percibir por los vendedores en virtud de la energía contratada en el mercado (artículo 22 RD 2019/1997)
En relación con lo expuesto, es preciso señalar que la normativa reguladora de este mercado establece un estricto régimen de penalizaciones en caso de impago por los compradores. La finalidad es garantizar el correcto funcionamiento del mercado.
Con este fin precisamente, la normativa reguladora del mercado establece un completo sistema de garantías que da cobertura a las obligaciones económicas que se puedan derivar de la actuación de los sujetos que en él intervienen. Este régimen de garantías incluye las que se deben prestar tanto al operador del sistema (REE), por las obligaciones económicas derivadas de la gestión de los mercados de operación técnica como al operador del mercado (OMIE), en relación con las obligaciones económicas de los mercados diario e intradiario.
Por último, hay que destacar el peculiar sistema de resolución de los conflictos derivados de la gestión económica y técnica del mercado de producción, previsto en el RD 2019/1997 y en las Reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de producción. Se atribuye la competencia para resolver estos conflictos a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Además, se prevé la celebración de arbitrajes para resolver las controversias, desacuerdos, reclamaciones y diferencias que puedan surgir en esta materia, que no deban ser objeto de conflicto de gestión económica y técnica.
Así pues, es evidente que la regulación de la organización y funcionamiento de este mercado y de la contratación que en él se efectúa, contenida en la legislación del sector eléctrico, no encaja con lo establecido en la legislación de contratos del sector público, que no contempla la contratación por las Administraciones públicas en un mercado organizado, en el que se contrata la energía por horas, mediante un peculiar sistema de casación de ofertas de venta y adquisición.
Cabe concluir, por tanto, que los Municipios y el resto de Administraciones públicas pueden optar por comprar toda o parte de la electricidad que consuman en el mercado mayorista, debiendo someterse a la legislación del sector eléctrico que regula la organización y funcionamiento de este mercado.
El Tribunal Supremo acaba de dictar una sentencia –STS 4164/2016, de 22 de septiembre-, en la que impone al Ministerio de Industria la obligación de incluir en las órdenes de peajes los suplementos territoriales, para que sean abonados por los consumidores ubicados en el ámbito territorial de las Comunidades Autónoma y Municipios que gravan con sus tributos las actividades de suministro eléctrico.
Los suplementos territoriales previstos en la legislación del sector eléctrico, tienen por finalidad evitar que el conjunto de consumidores deban soportar el sobrecoste generado en el sistema eléctrico por determinados tributos autonómicos y locales que gravan las actividades de suministro. Se plantean, pues, como una medida para garantizar una distribución equitativa de los costes del sistema eléctrico entre todos los consumidores. La idea es que paguen más aquellos consumidores ubicados en Comunidades Autónomas y Municipios que gravan las actividades de suministro eléctrico con determinados tributos de los que únicamente se benefician quienes los establecen y que contribuyen a incrementar los costes del sistema.
Estos suplementos territoriales se regularon por vez primera en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico (artículos 17.4 y 18.5) Se establece en estos preceptos la inclusión de los suplementos territoriales en los peajes de acceso de la factura eléctrica para que sean abonados por los consumidores ubicados en el ámbito territorial de las Comunidades Autónoma y Municipios que gravan con sus tributos las actividades de suministro eléctrico.
Se consideró inicialmente que la repercusión en los consumidores de los sobrecostes provocados por los tributos autonómicos y locales mediante los suplementos territoriales, era una decisión potestativa del Ministerio competente en materia de energía. De hecho, los suplementos territoriales no han sido incluidos en ninguna de las órdenes de peajes aprobadas durante estos años, probablemente por la escasa relevancia en un primer momento de los tributos autonómicos y locales.
La situación varía sustancialmente cuando algunas Comunidades Autónomas –y también algunos Municipios- aprobaron tributos de carácter aparentemente energético-ambiental que gravaban, por lo que aquí interesa, las centrales nucleares, los parques eólicos, el agua embalsada para la producción de energía hidráulica, las instalaciones de transporte y distribución eléctrica y otras actividades e instalaciones relacionadas directa o indirectamente con la energía eléctrica. La proliferación de este tipo de tributos autonómicos –y municipales- incide negativamente en las cuentas de las empresas del sector eléctrico que ejercen estas actividades.
Precisamente para no tener que asumir este sobrecoste, algunas de estas empresas, amparándose en la nueva redacción de los artículos 17.4 y 17.5 de la Ley 54/1997, dada por el Real Decreto-ley 20/2012, recurrieron las ordenes de peaje de 2013, cuestionando que no se incluyesen en los peajes de acceso los suplementos territoriales para cubrir los sobrecostes de los tributos autonómicos.
El Tribunal Supremo, mediante sentencias de 11 de junio de 2014 (nº recurso 102/2013) y 23 de marzo de 2015 (nº de recurso 114/2014), estimó los recursos interpuestos respectivamente por “GAS NATURAL SDG, S.A.” y por la Asociación de Promotores de Energía Eólica de Castilla y León, anulando la Orden ITE/221/2013, que establecía los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2013, por no incluir los suplementos territoriales para cubrir los sobrecostes de los tributos autonómicos.
Se argumentó en estas sentencias que los artículos 17.4 y 18.5 de la Ley 54/1997, ambos según la redacción dada por el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, imponían la obligación de incluir en los peajes de acceso los sobrecostes generados por los tributos autonómicos.
Con posterioridad a estas sentencias, el Tribunal Constitucional, en sentencia 136/2015, de 11 de junio, declaró la inconstitucionalidad y la consiguiente nulidad del artículo 38 y la disposición adicional decimoquinta del Real Decreto-ley 20/2012, dedicados a la regulación de los suplementos territoriales, por la falta de acreditación de la concurrencia del presupuesto habilitante de la extraordinaria y urgente necesidad.
Lo determinante para no considerar justificada la extraordinaria y urgente necesidad de la modificación introducida por el referido Real Decreto-Ley, fue que consistía en una simple mera mejora técnica en la redacción de los preceptos que regulaban los suplementos territoriales y que, por tanto, el Gobierno podía haber aplicado los suplementos territoriales, repercutiendo los impuestos autonómicos a los consumidores de las Comunidades Autónomas que los habían creado, sin necesidad de modificar la regulación. Además, se puso de manifiesto en la sentencia la contradicción en la que incurrió el Gobierno que, por un lado, justificó la urgencia de la modificación y, por otro lado, no adoptó ninguna medida tras la modificación para aplicar los suplementos territoriales.
La duda que se planteaba tras la sentencia del Tribunal Constitucional es si la obligatoriedad de incluir los suplementos territoriales en los peajes de acceso se mantendría, una vez declarada la inconstitucionalidad del Real Decreto-ley 20/2012. Cabe recordar que este Real Decreto-ley modificó la regulación de los suplementos territoriales contenida en la entonces vigente Ley 54/1997, con la finalidad precisamente de hacer obligatoria la aplicación de los suplementos territoriales en caso de que existan tributos autonómicos
Pues bien, el Tribunal Supremo acaba de dictar una nueva sentencia –STS 4164/2016, de 22 de septiembre–, en la que manteniendo la argumentación contenida en las sentencias de 11 de junio de 2014 y 23 de marzo de 2015, estima el recurso interpuesto por Iberdrola, S.A. contra la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de 2013 y anula el artículo 1 y el Anexo I, en la medida en que no incluyen entre los costes que han de sufragar los peajes de acceso para el segundo periodo de 2013 los suplementos territoriales.
Se aborda en esta sentencia la cuestión relativa a la obligatoriedad de incluir los suplementos territoriales en los peajes de acceso, una vez declarada la inconstitucionalidad del Decreto Ley 20/2012, y se concluye que “… la declaración sobrevenida de inconstitucionalidad y nulidad del artículo 38 y de la disposición adicional decimoquinta del Real Decreto ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, que se formula en la sentencia del Tribunal Constitucional de 11 de junio de 2015 , basada en que la « justificación de la extraordinaria y urgente necesidad de modificación de los artículos 17.4 y 18.5 de la Ley 54/1997 , en la redacción dada por el artículo 38 del Real Decreto-ley 20/2012 , así como de la disposición adicional decimoquinta, que guarda un íntima conexión con aquéllos de suerte que no existía sin ellos, no supera el canon de control constitucional sobre la concurrencia del presupuesto habilitante del artículo 86.1 CE », « ..», que determina, en su caso, la inaplicación de la mencionada obligación legal contenida en dicha disposición, una vez publicado el fallo constitucional en el Boletín oficial del Estado, conforme a lo dispuesto en el artículo 164 de la Constitución, no puede alterar dicho pronunciamiento, en cuanto el régimen legal de los suplementos territoriales, establecidos en el artículo 17.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico , estaba vigente cuando se dictó la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, por la que se revisan los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de 2013 y por la que se revisan determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial para el segundo trimestre de 2013”.
Se desprende de este razonamiento que la obligación de incluir los suplementos territoriales en los peajes de acceso, venía ya impuesta en el artículo 17.4 de la Ley 54/1997, en la redacción originaria, por lo que la declaración de inconstitucionalidad del Real Decreto Ley20/2012 es irrelevante. Es decir, la modificación introducida en el Decreto Ley 20/2012 no habría supuesto una alteración sustancial en la regulación de los suplementos territoriales, imponiendo la obligatoriedad de incluirlos en los peajes de acceso.
La cuestión tiene su importancia dado que la regulación vigente de los suplementos territoriales –artículos 16.4 y 17.6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico- coincide, en lo que aquí interesa, con lo establecido en el artículo 17.4 y 18.5 de la Ley 54/1997. En uno y otro caso se dice que al peaje de acceso “se le podrá Incluir” o “podrá incluirse” un suplemento territorial. Es evidente a la vista de la sentencia que se comenta, que el “podrá” no puede interpretarse en estos casos en el sentido de que la inclusión de los suplementos territoriales en los peajes de acceso es una decisión potestativa del Ministerio competente en materia de energía.
Es previsible, por tanto, que las empresas titulares de actividades o instalaciones destinadas al suministro eléctrico, sigan exigiendo, al amparo de lo establecido en los artículos 16.4 y 17.6 de la Ley 24/2013, que las órdenes de peajes incluyan los suplementos territoriales que cubran la totalidad del sobrecoste provocado por tributos autonómicos y locales, que deberán ser abonados por los consumidores ubicados en el ámbito territorial de las respectivas Comunidades Autónomas y Municipios.
En consecuencia, es muy probable que los consumidores de energía eléctrica de algunas Comunidades Autónomas -y cabe pensar que también de algunos Municipios- van a tener que soportar incrementos en su factura eléctrica al existir la obligación de incluir en los peajes de acceso o cargos asociados y también en el Precio Voluntario al Pequeño Consumidor y en la tarifa de último recurso, en concepto de suplementos territoriales, el importe de determinados tributos autonómicos y locales.
Hace unos meses se trató en un difundido programa de televisión el delicado tema de la pobreza energética. En algún momento del programa, se planteó lo injusto que era para los consumidores –fundamentalmente para los más vulnerables- tener que pagar un importe fijo por la potencia contratada independientemente de la electricidad consumida. El Señor Sebastián, exministro del ramo, hizo la siguiente sugerencia: “Hay que ir hacia un modelo en que solo se pague el consumo eléctrico, en el que no se cobre el término fijo”.
Esto me da pie para hacer algunas consideraciones sobre los costes del sistema eléctrico, su reparto entre los consumidores y la incidencia en el creciente precio de la electricidad. Es sabido, aunque no está de más recordarlo, que sólo una parte de lo que se paga en la factura eléctrica corresponde a la electricidad consumida (26%); el (53%) son costes del sistema y el resto impuestos (21%). Entre los costes del sistema hay que distinguir los peajes de acceso (38 %), precios que hay que pagar por la utilización de las redes de transporte y distribución, y los cargos asociados (62%), categoría en la que se incluyen costes tan variados como la retribución especifica de la producción de las instalaciones de generación a partir de energías renovables, la retribución adicional de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, las anualidades correspondientes al pago del déficit de tarifa de ejercicios anteriores.
Parece lógico que los consumidores asuman el precio de la electricidad que consumen y los costes por la utilización de las redes de transporte y distribución (peajes de acceso). Lo que no está tan claro es quiénes, y en qué concepto, deben asumir los denominados cargos asociados, que representan una parte importante de la factura eléctrica. Hasta ahora estos cargos asociados han sido asumidos, en parte, por los consumidores y, otra parte, se ha satisfecho con las cantidades recaudadas por tributos y cánones a la energia creados con tal fin, mediante la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética,.
Una forma elemental de reducir la factura eléctrica es financiar todos los cargos asociados (62% de los costes del sistema) mediante los Presupuestos Generales del Estado, tal y como prevé la Ley del Sector Eléctrico. Es, pues, una decisión estrictamente política, que no se ha adoptado hasta el momento. Si se tomase esta decisión, los cargos asociados serían asumidos en último extremo por los contribuyentes a través del pago de los impuestos. En este caso, la participación de los contribuyentes en el sostenimiento de estos costes vendría determinada –al igual que en los demás gastos públicos financiados por los presupuestos- por el carácter progresivo del sistema tributario; de manera que contribuirían más quienes tuviesen mayor capacidad económica.
Así las cosas, los consumidores únicamente abonarían, además del precio de la electricidad consumida, los peajes de acceso por la utilización de las redes de transporte y distribución. Los cargos asociados se financiarían con los impuestos de los contribuyentes, respetando el principio constitucional de progresividad que debe caracterizar el sistema tributario.
Ahora bien, la realidad es, como se ha dicho, que tanto los peajes de acceso como los cargos asociados son asumidos por los consumidores (y por los autoconsumidores, desde la entrada en vigor del RD 900/2015), incrementando considerablemente la factura eléctrica, sin que ningún Gobierno haya adoptado medida alguna para evitarlo, más allá de la generación del déficit de tarifa.
Pero es que, además, lo que ha caracterizado al sistema eléctrico ha sido la falta de trasparecencia en el reparto de los costes entre los distintos consumidores (y también autoconsumidores) Esta falta de trasparencia ha dado lugar a un reparto injusto y arbitrario de estos costes, del que se han beneficiado algunas categorías de consumidores en perjuicio de otras; en este reparto han resultado beneficiados los grandes consumidores a costa de los consumidores domésticos.
Precisamente para evitar la inequidad en el reparto de todos estos costes –peajes de acceso y cargos asociados- y garantizar una asignación eficiente entre las distintas categorías de consumidores, la legislación del sector eléctrico viene exigiendo la aprobación de una metodología de asignación de costes. Se trata de establecer unas reglas para asignar cada concepto de coste entre los distintos grupos tarifarios, de forma transparente, objetiva y no discriminatoria. El objetivo de una metodología de asignación de costes es que cada segmento de consumidores pague a través de su factura una estimación lo más cercana posible a los costes que su suministro causa al conjunto del sistema
La vigente Ley del Sector Eléctrico dispone –artículo 16- que los peajes de acceso se establecerán de acuerdo con la metodología establecida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante CNMC) y los cargos asociados se calcularán y asignarán de acuerdo con la metodología que apruebe el Gobierno, previo informe de la CNMC.
La CNMC –y anteriormente la Comisión Nacional de la Energía (CNE)- ha insistido en la necesidad y en la conveniencia de aprobar estás metodologías. Finalmente, mediante Circular 3/2014, de 2 de julio, de la CNMC, se estableció la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución (representan el 38% de los costes totales). Sin embargo, sigue sin aprobarse la metodología para la asignación de los cargos asociados (representan el 62% de los costes totales), cuya competencia corresponde al Gobierno. La falta de aprobación de esta metodología deja en suspenso la metodología para la determinación de los peajes de acceso, establecida en la Circular 3/2014.
De manera que en este momento ni se aplica la metodología para el cálculo de los cargos asociados, dado que no se ha aprobado, ni la metodología para la determinación de los peajes de acceso, que queda condicionada a que se apruebe aquella. La inaplicación de metodologías de asignación de costes da lugar a falta de trasparencia, iniquidad y falta de eficiencia en el reparto, con el consiguiente beneficio para algunos consumidores en perjuicio de otras.
Así lo ha advertido en reiteradas ocasiones la CNE –actualmente CNMC. Por citar dos casos significativos, me referiré en primer lugar al informe 14/2013 de la CNE, emitido con carácter previo a la aprobación de la Orden de revisión de peajes de 2013. Y después me referiré al reciente informe de la CNMC, emitido con ocasión de la aprobación del Real Decreto que regula el autoconsumo.
La Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, revisaba los peajes de acceso de energía eléctrica para su aplicación a partir de agosto de 2013, incrementando los peajes de acceso aplicables a todos los grupos tarifarios y modificando su estructura, dando mayor relevancia al término potencia frente al término energía. La CNE en el informe emitido, cuestionaba que se introdujesen estas modificaciones sustanciales sin la previa aprobación de una metodología de asignación de costes. Y ponía de manifiesto que si bien estaba justificado dar mayor relevancia al término de potencia frente al de energía en la asignación de los costes de acceso a redes, dado que la variable inductora de estos costes es, fundamentalmente, la potencia demandada en periodo de punta, no tenía ningún sentido la aplicación de este criterio para asignar los costes asociados, que representan el 62 por 100 del total. Esta falta de metodología hace que la asignación de los distintos costes sea arbitraria
En el reciente informe emitido por la CNMC con carácter previo a la aprobación del RD 900/2015, que regula el autoconsumo, se advierte reiteradamente que no debería aprobarse esta disposición normativa hasta que no se hubiese aprobado la metodología para el cálculo de los cargos asociados.
Es evidente que no hay ningún interés por parte del Gobierno en aprobar esta metodología, quedando mientras tanto en suspenso, como se ha dicho, la aplicación de la metodología para la determinación de los peajes de acceso, establecida en la Circular de la CNMC 3/2014. La falta de aplicación de estas metodologías permite al Gobierno –y al Ministerio de Industria a través de la aprobación de las Órdenes de Peajes- determinar y asignar a su antojo, de forma arbitraria, los costes del sistema eléctrico y, por consiguiente, controlar el precio de la electricidad.
Ahora bien, la falta de aprobación de esta metodología de asignación de los cargos asociados –y la no aplicación mientras tanto de la metodología de asignación de los peajes de acceso- bien pudiera viciar de nulidad el reparto de costes que se hace a través de las Ordenes de peajes que aprueba el Ministerio de Industria –se acaba de aprobar la Orden de peajes para 2016- y también, por qué no, del RD 900/2015, que regula el autoconsumo, a la vista de la reciente sentencia del TS 4611/2015, de 3 de noviembre.
Esta sentencia anula el RD 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica, en lo que se refiere al coste de comercialización, precisamente porque se fija el margen de comercialización –que es uno de los elementos que configuran los PVPC- sin que el Gobierno hubiese aprobado la metodología para cálculo de este coste, como exige la Ley del Sector Eléctrico. La sentencia cuestiona que no se hubiese aprobado la metodología para el cálculo de este coste y que se hubiese fijado de forma inmotivada, incurriendo en arbitrariedad.
En un reciente artículo comenté la sentencia del Tribunal Supremo 5374/2015, de 10 de diciembre, que estimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por una empresa titular de una instalación de cogeneración, reconociéndole el derecho a ser indemnizada por los perjuicios ocasionados como consecuencia de la modificación normativa introducida por el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.
La sentencia comentada, después de recordar la jurisprudencia existente sobre el deber de soportar el riesgo regulatorio que tienen las empresas productoras de energía, sobre todo las que se benefician de incentivos a costa del sistema eléctrico, se preocupa de matizar esta jurisprudencia atendiendo a la peculiaridad del caso que se le plantea. Se argumenta que la referida jurisprudencia afecta fundamentalmente a la tecnología fotovoltaica, cuya problemática es bien distinta a la de la cogeneración. Se dice que hay una diferencia fundamental en los ajustes a los que se han sometido las instalaciones de una y otra tecnología: mientras las instalaciones fotovoltaicas superaron con creces las previsiones inicialmente fijadas, la cogeneración no ha llegado a alcanzar el objetivo de potencia instalada, al que se ha vinculado el reconocimiento de incentivos. Y se llega a la conclusión que nada hacía prever medidas como las previstas en el RDL 1/2012, mientras no se alcanzase el objetivo de potencia instalada asociada a la cogeneración.
Esta circunstancia es precisamente la que hace que se considere infringida en el caso planteado la confianza legítima y, en consecuencia, que concurra el requisito de la antijuridicidad del daño. Es decir, a la vista de lo razonado en esta sentencia, los promotores de instalaciones de cogeneración, a diferencia de los promotores de instalaciones fotovoltaicas, no tendrían el deber de soportar los daños derivados de la modificación normativa introducida por el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero.
Pues bien, la reciente sentencia del Tribunal Supremo 1734/2016, de 20 de abril (nº de recurso 434/2014), considera que el cambio regulatorio llevado a cabo por el Real Decreto-ley 1/2012, infringe también la confianza legítima de la empresa promotora de una instalación fotovoltaica, aun cuando en relación con esta tecnología se había alcanzado sobradamente el objetivo de potencia instalada. Y le reconoce el derecho a ser indemnizada por los daños ocasionados como consecuencia de este cambio normativo.
En esta sentencia se le da la vuelta al razonamiento utilizado en la STS 5374/2015; el que estuviese cumplido el objetivo de potencia instalada de tecnología fotovoltaica no hacía previsible el cambio normativo introducido por el Real Decreto-ley 1/2012. El argumento central de la sentencia es que en el momento de aprobarse el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, ya se había superado sobradamente el objetivo de potencia a instalar de esta tecnología. A pesar de ello, el RD 1578/2008 creó fundadas expectativas de que las instalaciones que se promoviesen a su amparo obtendrían la inscripción en el registro que regula y, lo que realmente interesaba, se beneficiarían del ventajoso régimen retributivo en él previsto.
La sentencia insiste en el deber de estas empresas de soportar el riesgo regulatorio, pero vuelve a limitar el alcance de este deber. Se argumenta lo siguiente:
“Ciertamente, como ha señalado esta Sala con reiteración, el sistema regulatorio habilita para cambios derivados de la evolución de las propias tecnologías y de las circunstancias económicas, siendo exigible soportar lo que viene a denominarse riesgo regulatorio. Esta alterabilidad del marco regulatorio eliminaría la antijuridicidad de un posible daño, pues el operador debe contar con esa hipótesis de cambio, lo que se atemperaría, además, con las indudables ventajas que supone acogerse a un régimen retributivo desarrollado en todo o en parte al margen de mercado según se trata de elección entre tarifa regulada o primas.
Ocurre, sin embargo, que en la norma reglamentaria que establecía el régimen económico para las instalaciones fotovoltaicas a las que no les fueran aplicables los valores de la tarifa regulada previstos en el Real Decreto 661/2007 se recogían unas determinaciones de las que no cabía ni mucho menos inferir, ni siquiera presuntamente, que el riesgo regulatorio del sector pudiera llevar a su suspensión apenas tres años y medio después de su implantación, precisamente porque el Gobierno, al aprobar el reglamento de 2008, había contemplado todas las circunstancias que los destinatarios de la norma podían tener en cuenta para tomar la correspondiente decisión empresarial de proyectar una instalación fotovoltaica y solicitar su inscripción en la sección del registro de preasignación creada por el repetido Real Decreto de 2008”
Se concluye, por tanto, que el cambio normativo que supuso el Real Decreto-ley 1/2012 fue sorpresivo, quebrando el principio de confianza legítima de la empresa que había promovido la instalación fotovoltaica al amparo de lo establecido en el Real Decreto 1578/2008. La quiebra del principio de confianza legítima determina la antijuridicidad del daño ocasionado.
Se limita el alcance de los daños indemnizables, incluyendo únicamente los gastos de aval, los gastos de proyecto y las tasas y otros tributos abonados a las Administraciones públicas.
Lo cierto es que esta sentencia supone un pequeño avance en el reconocimiento del derecho de indemnización a los promotores de instalaciones fotovoltaicas por los daños ocasionados como consecuencia de los cambios regulatorios imprevistos en el sector eléctrico. Es oportuno recordar que el Tribunal Supremo en sentencias recientes había desestimado los recursos interpuestos por varias empresas titulares de instalaciones fotovoltaicas, que reclamaban la responsabilidad patrimonial de la Administración como consecuencia de modificaciones normativas que afectaban al régimen retributivo de estas instalaciones, considerando que tenían el deber de soportar el riesgo regulatorio.
By pedro|Derecho de la Energía, Responsabilidad patrimonial|0 Comments
El sector eléctrico en España –al igual que en el resto de países de nuestro entorno- está sometido a una intensa regulación que, además, suele ser cambiante. De un tiempo a esta parte los cambios regulatorios en este sector han sido continuos con el propósito de solucionar el grave problema del déficit de tarifa, que amenazaba la sostenibilidad económica del sistema eléctrico. Ello ha generado incertidumbre e inestabilidad y ha provocado conflictos jurisdiccionales promovidos por las empresas afectadas por estos cambios; en particular, por las empresas dedicadas a las energías renovables y a la cogeneración, que han visto recortados los incentivos inicialmente previstos.
En algunos de estos casos las empresas afectadas han reaccionado frente a los continuos cambios de regulación, formulando reclamaciones de responsabilidad patrimonial contra el Estado legislador. El Tribunal Supremo ha tenido ocasión de pronunciarse, estimando en algunos casos los recursos contra las desestimaciones de las reclamaciones en vía administrativa y desestimándolos en otros casos, al considerar que las modificaciones normativas no irrogan a los demandantes el daño efectivo y antijurídico que denuncian.
En este artículo comentaré una interesante sentencia del Tribunal Supremo – STS 5374/2015, de 10 de diciembre (nº de recurso 40/2014)-, que estima el recurso contencioso-administrativo interpuesto por una empresa titular de una instalación de cogeneración, reconociéndole el derecho a ser indemnizada por los perjuicios ocasionados como consecuencia de determinados cambios regulatorios.
Los perjuicios cuya reparación reclama la empresa demandante se habrían producido como consecuencia de la modificación normativa introducida por el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.
La empresa reclamaba la indemnización del daño emergente consistente en la pérdida de la inversión efectuada para la inscripción de la instalación de cogeneración en el Registro de pre-asignación, regulado en el artículo 4 del Real Decreto-ley 6/2009. Y como lucro cesante, la perdida de la retribución que le hubiera correspondido de no haberse suprimido los incentivos económicos establecidos en el Real Decreto 661/2007. Ya veremos como la sentencia limita el alcance de los perjuicios a la perdida de la inversión realizada para la inscripción de la instalación en el registro de pre-asignación.
La primera cuestión que aborda la sentencia es si concurre el requisito de la antijuridicidad del daño. La entidad demandante mantiene que el daño es antijurídico dado que el cambio normativo introducido por el Real Decreto-ley 1/2012 fue inesperado, con lo que se habría vulnerado el principio de confianza legítima. De manera que la posible vulneración de la confianza legítima por el inesperado cambio normativo se convierte en la clave para determinar la antijuridicidad del daño.
La sentencia analiza esta cuestión partiendo de la jurisprudencia existente sobre el deber de soportar el riesgo regulatorio que tienen las empresas productoras de energía, sobre todo las que se benefician de incentivos a costa del sistema eléctrico. El Tribunal Supremo viene manteniendo que las modificaciones normativas son lógicas en el sector eléctrico, con el fin de adaptarse a las cambiantes circunstancias tecnológicas y económicas. Estas modificaciones, en principio, no suponen una quiebra de los principios de seguridad jurídica y confianza legítima. Las empresas del sector eléctrico, fundamentalmente las que se benefician de determinados incentivos económicos, deben asumir el riesgo regulatorio derivado de estos cambios normativos, con lo que quedaría excluida la antijuridicidad de los daños.
Precisamente estos argumentos, entre otros, han llevado al Tribunal Supremo, en la reciente sentencia 10/2016, de 21 de enero, a desestimar los recursos interpuestos por varias empresas titulares de instalaciones fotovoltaicas, que reclamaban la responsabilidad patrimonial de la Administración como consecuencia de modificaciones normativas que afectaban al régimen retributivo de estas instalaciones.
Ahora bien, la sentencia objeto de este comentario matiza esta jurisprudencia, habida cuenta las peculiaridades del caso que se le plantea. Esta jurisprudencia afecta a la tecnología fotovoltaica, cuya problemática es bien distinta a la de la cogeneración. Hay una diferencia fundamental en los ajustes a los que se han sometido las instalaciones de una y otra tecnología: mientras las instalaciones fotovoltaicas superaron con creces las previsiones inicialmente fijadas, la cogeneración no ha llegado a alcanzar el objetivo de potencia instalada, al que se ha vinculado el reconocimiento de incentivos.
Esta circunstancia, el que mientras no se alcanzase el objetivo de potencia instalada asociada a la cogeneración se mantendría el régimen de incentivos, es determinante para considerar infringida la confianza legítima. La sentencia analiza las distintas disposiciones normativas que van regulando el régimen de incentivos a la cogeneración y en todas ellas se apuesta por incentivar económicamente esta tecnología, hasta alcanzar los objetivos de potencia instalada. Incluso el Real Decreto-ley 6/2009, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético, insistía en el mantenimiento del fomento de esta tecnología, y no alertaba de una reconsideración del régimen de financiación de estas medidas de fomento, a pesar de que ya se deja constancia de la gravedad que supone el creciente déficit tarifario que amenaza la sostenibilidad del sistema eléctrico.
De ahí que el Tribunal considere que la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y la supresión de los incentivos económicos a las instalaciones de cogeneración, acordados por el Real Decreto-ley 1/2012, fue sorpresiva e inesperada, dado que no se habían alcanzado los objetivos de potencia instalada. Esta decisión inesperada supuso la infracción de la confianza legítima de quienes teniendo en cuenta el clima de continuidad normativa llevaron a cabo actuaciones destinadas a promover este tipo de instalaciones, con las consiguientes inversiones.
La consecuencia para el Tribunal es que esa la infracción del principio de confianza legítima integra el requisito de la antijuridicidad; es decir, se considera que el daño producido a la empresa demandante como consecuencia de la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y la supresión de los incentivos económicos es antijurídico y no tiene el deber de soportarlo.
La siguiente cuestión que se plantea es la de determinar el alcance de la indemnización. Como ha quedado expuesto, la entidad demandante reclamaba la indemnización del daño emergente, consistente en la pérdida de la inversión efectuada para la inscripción de la instalación de cogeneración en el Registro de pre-asignación. Y como lucro cesante, la perdida de la retribución que le hubiera correspondido de no haberse suprimido los incentivos económicos establecidos en el Real Decreto 661/2007.
El Tribunal limita el alcance de la indemnización y considera que el único perjuicio indemnizable es el que deriva de los gastos que las compañías correspondientes hubieron de efectuar para conseguir su inscripción en el Registro de pre-asignación, sin incluir en tales perjuicios ni los gastos asociados a la efectiva puesta en funcionamiento de las instalaciones, ni el lucro cesante derivado de la prima adicional al precio de la energía que se dejó de ingresar.
Conviene recordar que el Real Decreto-ley 6/2009, crea el Registro de pre-asignación con el objetivo de conocer qué instalaciones están proyectadas, cuáles cumplen las condiciones para ejecutarse y acceder al sistema eléctrico con todos los requisitos, cuál es el volumen de potencia asociado a las mismas y qué impacto tendrán en los costes de la tarifa eléctrica y su calendario. La inscripción en este registro es presupuesto previo para obtener los incentivos económicos previstos. La sentencia mantiene que el cumplimiento de los requisitos exigidos para acceder a este registro conllevaba unos gastos que deben ser indemnizados, dado que la inesperada suspensión del régimen determinó la inutilidad de la realización de tales gastos.
Sin embargo, se excluyen de indemnización los gastos asociados a la efectiva puesta en funcionamiento de las instalaciones, considerando que “la solicitud de incorporarse al Registro de pre-asignación no implicaba el derecho a poner en funcionamiento la instalación, sino la expectativa de que, obtenida la inscripción, pudiera comenzarse a vender energía al régimen primado que el ordenamiento establecía entonces. Si el empresario decide «adelantarse», valga la expresión, y efectuar unas obras y acometer unos gastos para que una instalación (que ni siquiera había sido inscrita) entre en efectivo funcionamiento, tal decisión no puede ser imputable a la normativa que resulta de aplicación, sino al propio riesgo inherente a riesgo inherente a la actividad empresarial”.
Y se excluye también de la indemnización el lucro cesante, constituido por las cantidades dejadas de percibir como consecuencia de no haber podido vender la energía producida al régimen primado. Se argumenta al respecto que la empresa demandante no había incorporado a su patrimonio el derecho a vender energía a una determinada tarifa, dado que no se le reconocía este derecho en la normativa que resultó modificada por el Real Decreto-ley 1/2012; dice la sentencia que “Lo único que suspende el Real Decreto-ley 1/2012 es la tramitación de los procedimientos de inscripción en el Registro de pre-asignación, siendo así que la solicitud de inscripción no otorgaba a los interesados más derechos que los de su obtención en el caso de que se cumplieran los requisitos legalmente previstos”
Por último, precisa la sentencia qué empresas deberán ser indemnizadas, atendiendo a la concreta situación de cada una de ellas. Así, no deben ser indemnizadas aquellas empresas que finalmente obtuvieron la inscripción en el registro del régimen retributivo específico en estado de pre-asignación conforme a las disposiciones adicionales decimocuarta y cuarta de la Ley del Sector Eléctrico y del Real Decreto 413/2014 respectivamente. Se considera que, en estos casos, el daño ocasionado se ha compensado en su totalidad
Por el contrario, deben ser indemnizadas las empresas que acrediten que reunían los requisitos para solicitar la inscripción, pero que formularon su solicitud con posterioridad a la vigencia del Real Decreto-ley 1/2012. En este caso los gastos efectuados para obtener el derecho a la inscripción han devenido inútiles, pues la disposición adicional cuarta del Real Decreto 413/2014 establece como requisito para acogerse al régimen retributivo especial de la Ley del Sector Eléctrico el de que hubieren presentado solicitud de inscripción en el registro de pre-asignación de retribución antes de la entrada en vigor del Real Decreto-ley 1/2012. Y deben ser indemnizadas, aquellas empresas que, una vez vigente el Real Decreto-ley 1/2012, decidieron abandonar su proyecto de producción de energía como consecuencia de la suspensión acordada.

References: artículo 24
 resolución 
 Real Decreto 
 artículo 8
 artículo 7
 resolución 
 artículo 38
 artículo 1
 artículo 38
 Real Decreto 
 artículo 38
 artículo 86
 artículo 164
 artículo 17
 artículo 17
 Real Decreto 
 artículo 17
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 artículo 4
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto