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Derecho de la Energía Archives - Página 4 de 4 - Abogado administrativo Zaragoza
Sentencias del Tribunal Supremo en materia de energía
Inspecciones de instalaciones receptoras de gas: normativa autonómica
STS 5344/2013, de 6 de noviembre
El recurso de casación, interpuesto por la representación de la entidad mercantil RB, S.A., pretende que se revoque la sentencia dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de Cantabria de 26 de febrero de 2009, que desestimó el recurso contencioso-administrativo promovido contra la Orden de la Consejería de Industria y Desarrollo Tecnológico del Gobierno de Cantabria IND/18/2008, de 17 de julio, por la que se determina el procedimiento a seguir en las inspecciones periódicas de las instalaciones receptoras de gases combustibles.
La sentencia confirma la legalidad de la regulación contenida en la citada Orden, salvo en lo que se refiere a la exigencia de que el agente autorizado para realizar la inspección debe estar inscrito en el Registro correspondiente de la Dirección General de Industria del Gobierno de Cantabria, ya que supone una extralimitación respecto de lo dispuesto en el artículo 4.1.1 b) de la ITC ICG-07 y en el artículo 2.4.2 de la ITC ICG-09, en la medida que constituye una limitación inadecuada del ejercicio de una actividad profesional.
En todo los demás, la sentencia considera que la Comunidad Autónoma de Cantabria es competente para establecer la regulación de los aspectos complementarios relacionados con la actividad de inspección del cumplimiento de las obligaciones de mantenimiento de las instalaciones receptoras de gases combustibles y para determinar los importes de las inspecciones periódicas de las referidas instalaciones que las empresas distribuidoras pueden repercutir a los titulares o usuarios, ya que se trata de una normativa que se integra en las funciones ejecutivas.
Por otra parte, entiende el Tribunal que la regulación contenida en la citada Orden no infringe lo establecido en Ley 21/1992, de 16 de junio, de Industria, ni en la Ley 34/1998, de 7 de octubre del sector de hidrocarburos ni en el Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias.
STS 5571/2013, de 20 de noviembre
La sentencia recurrida en casación, dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo del TSJ del País Vasco con fecha 25 de febrero de 2010, desestimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por RB, S.A.” contra el Decreto del Gobierno Vasco 70/2009, que modifica el Decreto 28/2002 por el que se regula la inspección y revisión de las instalaciones de gas en servicio, destinadas a usos domésticos, colectivos o comerciales.
La sentencia del TS considera, frente a lo que afirma la Sala de instancia, que existe una clara contradicción del Decreto 70/2009 con la normativa estatal básica reguladora del régimen energético: ley 21/1992, de Industria, ley 24/1998, de Hidrocarburos, y determinados preceptos del Reglamento y la Instrucción Técnica aprobados por el Real Decreto 919/2006.
La referida legislación estatal establece un doble mecanismo de control de las instalaciones receptoras de gas, que constituye una parte esencial del sistema de seguridad industrial en el sector de hidrocarburos: por un lado, las instalaciones receptoras de gas canalizado que se alimentan a través de redes de distribución deben ser objeto de “inspecciones” periódicas por las empresas que distribuyan dicho gas; y, por otro lado, las instalaciones que utilizan gas envasado mediante el uso de botellas o depósitos deben ser objeto de “revisiones” periódicas cuya responsabilidad se atribuye a los respectivos usuarios quienes pueden contratar los servicios de cualquiera de las denominadas empresas instaladoras de gas.
El Decreto 70/2009, q ue modifica el Decreto 28/2002, infringe la legislación estatal al unificar el sistema de control, extendiendo la inspección periódica a realizar por parte de las empresas distribuidoras a todo tipo de instalaciones receptoras. De manera que la “revisión” periódica de las instalaciones de gas envasado, impuesta a sus titulares se transmuta, por obra del nuevo Decreto 70/2009, en “inspección” obligatoria periódica como deber impuesto a las distribuidoras de gas. Entiende el Tribunal que esta modificación reglamentaria, por muy plausible que fuera su finalidad, no puede desbordar los límites de la sujeción a las normas estatales básicas en la materia.
Esta contradicción entre el Decreto 70/2009 y la normativa estatal básica que regula la materia no puede solventarse apelando a la competencia de la Comunidad Autónoma para introducir requisitos adicionales que no contradigan ni disminuyan la seguridad de los reglamentos estatales de seguridad industrial, como sostiene la sentencia impugnada.
Se considera también que el Decreto 70/2009 no es una norma que pueda por sí misma, en contravención de la normativa estatal básica, imponer a las empresas distribuidoras de gas la “nueva” obligación de realizar inspecciones periódicas de las instalaciones de gas envasado ni suprimir la libertad de los usuarios para elegir la empresa instaladora que efectúe la revisión periódica de dichas instalaciones.
Por todo ello, la sentencia casa la dictada en instancia y anula algunos preceptos, no todos, del Decreto 70/2009
Inspecciones iniciales de las instalaciones eléctricas de baja tensión
STS 5572/2013, de 25 de noviembre
La sentencia recurrida en casación, dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de Cataluña con fecha 19 de marzo de 2010, estimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por ***, Entidad Colaboradora de la Administración, SA y anuló la resolución de 17/5/2005 de la Dirección General de Energía y Minas, confirmada en alzada por resolución del Consejero del Departamento de Trabajo e Industria de la Generalidad de Cataluña de 10 de abril de 2006), que autorizó a la empresa *** S.A. para actuar como organismo de control de dicha Comunidad Autónoma, en relación con las inspecciones iniciales de las instalaciones eléctricas de baja tensión previstas en el artículo 7 del Decreto 363/2004, de 24 de agosto, por el que se regula el procedimiento administrativo para la aplicación del Reglamento Electrónico para baja tensión.
La Sala de instancia apreció la nulidad de la resolución impugnada sobre la base de que el Decreto autonómico 363/2004 en el que se sustentaba, había sido declarado nulo por otra sentencia precedente. Esta sentencia ha sido confirmanda por sentencia del Tribunal Supremo de 17 de junio de 2013, por lo que la resolución recurrida en casación carece de cobertura legal.
Cabe recordar que el Decreto 363/2004 fue anulado por vulnerar el principio de jerarquía normativa, al atribuir la inspección inicial a los organismos de control autorizados sin respetar la reserva que la ley catalana de seguridad industrial de 1987 establece en favor de las entidades de inspección y control concesionarias de la Generalitat.
Servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad
STS 5547/2013, de 8 de noviembre
El recurso se interpone por la representación de la entidad mercantil EG SA, contra la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, que regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el Anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007
La entidad demandante solicita la anulación parcial del artículo 2 de la mencionada Orden 3127/2011, al no incluir a las centrales nucleares en el listado de las centrales que pueden prestar servicio de disponibilidad a medio plazo y pretende que se incluya esta tecnología dentro del ámbito de aplicación de los incentivos regulados en la Orden.
Considera la entidad demandante que el citado artículo 2 introduce una discriminación contraria al ordenamiento jurídico en el acceso a los incentivos de pagos por capacidad, al suprimir para las centrales nucleares la retribución en concepto de pago por capacidad cuando el criterio delimitador no estaba ni en la Ley ni en el Reglamento
El tribunal parte de que de que la retribución por el servicio de disponibilidad tiene por objeto dar entrada y evitar el cierre de las instalaciones que contribuyan a la fiabilidad del sistema, dando cobertura puntual a las necesidades del sistema, a lo que contribuyen las denominadas “centrales marginales” que son aquellas que tienen unos costes de inversión bajos y de operación altos, por utilizar combustible fósil.
La subsistencia de estas centrales marginales se considera esencial para salvaguardar y garantizar la garantía de suministro, al presentar la característica de “gestionabilidad” frente a otro tipo de producción o generación eléctrica como las renovables que presentan unas diferentes características propias y específicas.
Las centrales nucleares presentan unas características propias, pues si bien suministran energía de base, no proporcionan de manera idónea la función que se pretende reforzar, de dar respaldo al sistema.
Las diferentes características de cada uno de los tipos de energía y su distinta retribución en el mercado determinan que se reconozca a las empresas mencionadas en el artículo 2 de la Orden, la retribución adicional para mantenerse en el mercado operativas.
La sentencia considera que está suficientemente justificada la exclusión de las centrales nucleares del ámbito de aplicación de los incentivos por prestar servicio de disponibilidad a medio plazo. Se dice al respecto: “La justificación expuesta en el Preámbulo de la Orden, en la Memoria explicativa y el contenido -crítico en ocasiones- del informe de la Comisión Nacional de la Energía excluyen la tacha de discriminación tecnológica que la recurrente imputa a la Orden impugnada. En estos documentos se identifican las carencias o déficits del sistema eléctrico español, se describe la actual coyuntura y se definen los singulares objetivos de los incentivos incluidos en el concepto de “pago por capacidad”. Singularmente, se identifican las finalidades perseguidas con dichos incentivos por disponibilidad a medio plazo -que se define en el artículo 1 de la Orden- en función a la necesidades del sistema, como es hacer frente de forma rápida a la demanda de energía eléctrica en horas punta a través de un tipo de producción energética flexible que se adapte a la demanda puntual que se pretende cubrir a través de un tipo determinado de centrales de producción eléctrica, las térmicas, que son precisamente aquellas que presentan la característica de la flexibilidad -las centrales de fuel oil, las de ciclo combinado, de carbón, las hidráulicas de bombeo puro, de bombeo mixto y embalse- y que para evitar su desaparición o para asegurar su continuidad exigen una señal del mercado (dada la insuficiencia de precios en el mercado) que se configura como una retribución adicional a través del incentivo contemplado. La característica de flexibilidad que se intenta incentivar, para la consecución de la seguridad y fiabilidad del sistema, y, en fin garantizar el suministro, no concurre en las centrales con tecnología nuclear, que, dadas sus peculiaridades tecnológicas, no tienen capacidad para adaptarse a las variaciones de la demanda, esto es, no pueden modular su generación en función a las necesidades del sistema, y presenta, sin embargo, otras notas propias, como la aportación de estabilidad y disponibilidad a largo plazo al sistema, aspecto que no se contempla en la Orden recurrida”
Por todo ello, se desestima el recurso contencioso-administrativo interpuesto contra la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el Anexo III de la Orden ITC/2794/2007
Derecho de la competencia: denegación de la Distribuidora de acceso al Sistema de Información de Puntos de Suministro
STS 5574/2013, de 25 de noviembre
La sentencia objeto del recurso de casación, dictada por la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional con fecha 11 de mayo de 2010 , desestimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por “E Distribución, S.L.” contra la resolución de la Comisión Nacional de la Competencia de 2 de abril de 2009, sancionando a la empresa distribuidora como autora de una práctica prohibida por el artículo 6 de la Ley 16/1989, de Defensa de la Competencia, consistente en “haber denegado a una empresa comercializadora un acceso completo e incondicionado al Sistema de Información de Puntos de Suministro.
La resolución de la Comisión Nacional de la Competencia consideró que la conducta de la distribuidora fue abusiva al denegar el acceso efectivo a una información que según la normativa de aplicación es necesaria para acceder y competir en el mercado descendente. Está conducta es considerada apta para eliminar la competencia efectiva en ese mercado descendente con perjuicio de los consumidores y sin justificación objetiva de la misma. Mantiene la CNC que para que se desarrolle la competencia en estos mercados estudiados es indispensable el acceso efectivo a las redes, teniendo la conducta de la Distribuidora efectos de exclusión, tanto inmediatamente como a corto plazo, señalándose que al obstaculizar el acceso a la información se elevan los costes de entrada y de desarrollo en un mercado en proceso de liberalización incipiente, se reduce el abanico de ofertas que los clientes pueden recibir, lo cual afecta negativamente a los costes de transacción y de la oferta que puede presentar al cliente.
La entidad recurrente argumenta frente a la resolución sancionadora lo siguiente: a) La negativa al acceso completo e incondicionado a la información contenida en los SIPS se justifica en la necesidad de dar cumplimiento a la legislación vigente en el momento en que se produjeron los hechos, que prohibiría entregar esta información por razones de confidencialidad; b) la conducta no es abusiva porque el acceso al SIPS de la Distribuidora no es un input necesario para que las comercializadoras puedan desarrollar su actividad en el mercado nacional de suministro de energía eléctrica y c) la conducta no es apta para producir efectos restrictivos en el mercado de comercialización de energía eléctrica.
Estos argumentos son rechazados en la sentencia dictada por la Audiencia Nacional, confirmada en todos sus extremos por la sentencia del Tribunal Supremo.
En relación con la primera cuestión alegada por la entidad recurrente, concluye la sentencia del Tribunal Supremo, en línea con lo argumentado en la sentencia de la Audiencia Nacional, que el régimen legal y reglamentario aplicable a la conducta de las empresas distribuidoras durante el período de tiempo al que se contraen los procedimientos sancionadores no podía ser incumplido apelando a una inexistente justificación derivada del artículo 11 de la Ley Orgánica 15/1999, de Protección de Datos de carácter personal, o del artículo 41 de la Ley del Sector Eléctrico.
Por lo que respecta a la segunda cuestión alegada, la sentencia del TS destaca que el acceso incondicionado al SIPS era un mecanismo que el poder público había implantado precisamente para fomentar la concurrencia en el sector eléctrico, una vez liberalizado, facilitando a los nuevos entrantes (los comercializadores de energía) el acceso a ciertos datos de los clientes, hasta entonces en poder de los distribuidores, para hacer sus propias ofertas en competencia. En consecuencia, la negativa a facilitar el acceso incondicionado a la información contenida en los SIPS supone un abuso en la posición privilegiada que tenía la distribuidora. Más teniendo en cuenta que la negativa a proporcionar la información constituía para los comercializadores no integrados verticalmente una limitación para poder competir en el mercado descendente de suministro.
En cuanto a la tercera cuestión, la sentencia mantiene, al igual que hace la sentencia recurrida, que entidad recurrente tiene una posición de dominio en el mercado local de distribución desde su red. Se argumenta al respecto: Que el abuso de posición de dominio se produzca en un mercado territorialmente más restringido que el nacional, como ocurre en este caso, no significa que sea inexistente. Dado el reparto territorial de las zonas geográficas para el desarrollo de la actividad regulada de distribución de energía eléctrica, las empresas distribuidoras que operan en cada una de ellas pueden incurrir en la conducta ilícita sancionada si, con actuaciones obstructivas de la concurrencia en detrimento de los nuevos entrantes en el mercado descendente de la comercialización, dificultan que sus clientes (aproximadamente medio millón de usuarios en diversas provincias del Norte de España) puedan beneficiarse de las ofertas comerciales de aquéllos”
Autorización administrativa para el suministro de gas por canalización
STS 5679/2013, de 27 de noviembre
El recurso de casación se interpuso por la representación procesal de la mercantil NED, S.A. contra la sentencia de la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Superior de Justicia de les Illes Balears de 25 de mayo de 2010, que estimó parcialmente los recursos contencioso-administrativos acumulados números 770/2003 y 856/2003, promovidos por las entidades RB, S.A. y GG,S.A. contra la resolución del Consejero de Innovación y Energía de 14 de abril de 2003, por la que se otorga a la SGE, S.A., la autorización administrativa para el suministro de gas natural por canalización a diversas zonas de la isla de Menorca, , y contra la resolución de esa Autoridad administrativa de 23 de mayo de 2003, por la cual se establece el pago del coste del transporte marítimo del gas natural en Menorca
La sentencia del TS confirma la dictada por la Sala de instancia que estimó el recurso, anulando la autorización administrativa otorgada a la entidad SGE, S.A., considerando que se había infringido el principio de libre competencia y concurrencia al permitir que esta entidad modificase la oferta en la fase de aclaraciones a la vista de las ofertas económicas de las demás competidoras.
A vueltas con la retroactividad del nuevo régimen retributivo de las energías renovables
Publicado en el blog jurídico ¿Hay Derecho? el 14/11/2013
Algunas reflexiones al hilo del dictamen del Consejo de Estado sobre el anteproyecto de ley del sector eléctrico
La contribución de las primas a las energías renovables al desbocado crecimiento del déficit de tarifa, ha determinado que se hayan llevado a cabo sucesivas modificaciones en las disposiciones que han regulado este régimen de incentivos. La finalidad de estas modificaciones ha sido reducir el importe de la primas como medida para atajar el déficit de tarifa.
Buena parte de las modificaciones han sido recurridas ante los órganos jurisdiccionales por las entidades beneficiarias de los incentivos, alegando la vulneración de los principios de irretroactividad, seguridad jurídica, confianza legítima y rentabilidad razonable.
El Tribunal Supremo ha tenido ya ocasión de pronunciarse sobre estas cuestiones en las sentencias que resuelven los recursos contencioso‐administrativos interpuestos contra las disposiciones y actos a través de los cuales se ha ido modificando el régimen de incentivos. Interesa destacar la STS 2320/2012, de 12 de abril, dado que es la primera que se pronuncia extensamente sobre todas estas cuestiones, desestimando un recurso interpuesto contra el RD 1565/2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. A partir de esta sentencia se han dictado otras que reproducen sus argumentos e introducen otros nuevos a la vista de las cuestiones planteadas en los sucesivos recursos interpuestos; entre ellas hay que mencionar la STS 4253/2012, 19 de junio y la STS 4594/2012, de 26 de junio.
En estas sentencias se deja claro que los ajustes que se han producido no entran dentro del ámbito de la retroactividad prohibida al proyectarse “hacia adelante” en el tiempo. Es decir, no afectan a los incentivos ya percibidos sino a las que están pendientes de percibirse. Se rechaza también que las medidas adoptadas hayan vulnerado los principios de seguridad jurídica y confianza legítima, argumentado que en una situación de crisis económica generalizada, que afecta especialmente al sistema eléctrico, con un grave problema de déficit, no pueden pretender los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial que se mantenga inalterable el régimen de retribuciones. Por otra parte, el Tribunal Supremo mantiene que las medidas impugnadas no son arbitrarias al estar suficientemente justificadas en un motivo de interés general como es evitar el perjuicio que ocasionaría mantener un régimen retributivo que se ha revelado inadecuado.
En suma, el Tribunal Supremo en las referidas sentencias ha justificado las medidas de ajuste adoptadas, considerando que no vulneran los principios de irretroactividad, seguridad jurídica y confianza legítima y son necesarias para atajar el déficit de tarifa y garantizar la sostenibilidad económica del sistema eléctrico.
Pues bien, la reforma en marcha del sector eléctrico -cuyo objetivo fundamental es garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico a largo plazo- introduce como una de las novedades más importantes, la desaparición del régimen especial de producción de energía eléctrica –que regula entre otras cosas los incentivos a las energías renovables-, contemplándose la posibilidad de que el Gobierno establezca un régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos.
El Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, ha adelantado la desaparición del régimen especial, estableciendo los elementos en que ha de basarse la implantación de este régimen retributivo específico, que habrá de ser desarrollado mediante las correspondientes disposiciones reglamentarias. Esta regulación ha sido recogida en el proyecto de Ley del Sector Eléctrico. Los rasgos que caracterizan el nuevo régimen de las energías renovables son los siguientes:
1 – La retribución por la producción de energía procedente de fuentes renovables resultará de la participación en el mercado, percibiéndose el precio de la casación en el mercado mayorista.
2 – Se contempla eventualmente la percepción adicional de una retribución especifica compuesta por un término por unidad de potencia instalada, que cubra, cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación.
3 – En el cálculo de esta retribución adicional a partir de la consideración, a lo largo de toda la vida útil regulatoria, para una instalación tipo de cada tecnología y en referencia a la actividad de una empresa eficiente y bien gestionada, de unos valores estándares de los ingresos proporcionados por su participación en el mercado, de los costes de explotación medios necesarios para desarrollar la actividad y del valor de la inversión inicial de la instalación.
4 – Concreción de la noción de “rentabilidad razonable“, especificándose que girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años más un diferencial adecuado
5 – Revisión cada seis años de los parámetros retributivos para mantener la aludida rentabilidad razonable.
Este nuevo régimen retributivo, una vez que quede definitivamente configurado mediante la aprobación de las correspondientes disposiciones reglamentarias, será también de aplicación a las instalaciones renovables en funcionamiento. Y vuelven a surgir las dudas acerca de la aplicación temporal del nuevo régimen retributivo, en la medida que afecta a instalaciones en funcionamiento sujetas al régimen económico vigente en el momento de su puesta en marcha. Los promotores de estas instalaciones, que han sufrido sucesivos recortes en los incentivos que venían percibiendo, rechazan frontalmente que se les aplique el nuevo régimen retributivo, invocando una vez más la vulneración de los principios de irretroactividad, seguridad jurídica y confianza legítima.
Sobre estas cuestiones se ha pronunciado el Consejo de Estado en el reciente dictamen emitido con ocasión del anteproyecto de ley del sector eléctrico. El dictamen abunda en los argumentos manejados por el Tribunal Supremo en sus sentencias, para llegar a la conclusión que el régimen retributivo previsto en el anteproyecto de ley para las instalaciones de producción de energía eléctrica antes comprendidas en el régimen especial, no contradice el principio de seguridad jurídica ni sus derivaciones (confianza legítima y retroactividad)
Se insiste en el dictamen en el argumento utilizado una y otra vez en las sentencias del Tribunal Supremo, acerca de que la aprobación de un régimen retributivo determinado no genera en los titulares de las instalaciones beneficiarias un derecho a la conservación de dicho régimen, con la consiguiente petrificación del ordenamiento jurídico.
Por lo demás, se rechaza en el dictamen que la reforma del sector eléctrico proyectada, en lo que se refiere al cambio del régimen retributivo de las energías renovables, pueda calificarse de inesperada a los efectos de considerar vulnerado el principio de confianza legítima. Argumenta el Consejo de Estado que “…ante el deterioro progresivo de la sostenibilidad del sistema eléctrico, a cuya solución se consagra el anteproyecto, los sujetos dedicados a las distintas actividades del suministro eléctrico, conocedores de tal deterioro, no podían confiar legítimamente en la conservación de los parámetros que habían degenerado en la situación descrita. No concurren, por ello, los requisitos para oponer el principio de confianza legítima a la regulación consultada”
Y se deja claro en el dictamen que la aplicación del nuevo régimen retributivo a las instalaciones en funcionamiento no entra dentro del ámbito de la retroactividad prohibida, en la medida que no afecta a las retribuciones ya percibidas sino a las que puedan percibir las instalaciones existentes con posterioridad a la vigencia de la reforma iniciada.
Ahora bien, el Consejo de Estado matiza y advierte del riesgo de que la reforma pudiera incurrir en una retroactividad prohibida si el método que se utiliza para el cálculo de la retribución –pendiente de implantar mediante la aprobación de las correspondientes disposiciones reglamentarias- toma en consideración hechos pretéritos, aunque fuera para el abono de retribuciones futuras. Se hace eco de esta forma de las quejas planteadas acerca de que para el cálculo de la rentabilidad razonable de las instalaciones haya de tenerse en cuenta toda la vida útil de éstas, incluyendo rentabilidades ya obtenidas lo que condicionaría las retribuciones futuras de las instalaciones ya existentes.
Por otra parte, aprovecha la oportunidad el Consejo de Estado para poner de manifiesto su preocupación por el intenso “riesgo regulatorio” al que ha estado sometido en los últimos años el régimen especial, como consecuencia de las sucesivas modificaciones introducidas. Con esta apreciación, que no cuestiona la legalidad de las medidas adoptadas –confirmadas hasta el momento por las sentencias del Tribunal Supremo-, se quiere llamar la atención sobre las negativas consecuencias económicas que tiene la incertidumbre regulatoria al desincentivar las inversiones.
A pesar de estas matizaciones y advertencias, el Consejo de Estado concluye que: “El examen de la reforma en curso (cuyas líneas maestras ya están en vigor, en virtud del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio) a la luz de la interpretación jurisprudencial de los principios mencionados, conduce a sostener la constitucionalidad de las medidas proyectadas. A pesar de que esta reforma tiene un calado muy superior a las anteriores modificaciones del sistema retributivo del régimen especial, habida cuenta de que el anteproyecto conlleva la desaparición de éste en cuanto tal, con la posibilidad excepcional de sustituirlo por un régimen retributivo específico basado en parámetros diferentes, la extrapolación al asunto consultado de las premisas de las que parte la jurisprudencia lleva a mantener la conformidad a los parámetros constitucionales de la regulación anteproyectada”.
La modificacion del contrato de acceso a redes como medida para reducir la factura eléctrica
Se observa que, como consecuencia del cambio de estructura de los peajes de acceso introducido en la Orden, la facturación por el término de potencia pasa de representar el 35,5% de los ingresos de acceso a representar el 63,8% de estos ingresos, lo que implica un incremento de la facturación por el término de potencia del 91,8%. En algunos casos el incremento del término facturación de potencia excede del 100 por 100. Ello se traducirá en un incremento de la factura eléctrica, como anticipa la CNE en el informe 14/2013 de la CNE sobre la propuesta de Orden de peajes .
Distinción entre el contrato de suministro y el contrato de acceso a redes
Conviene tener en cuenta, a modo de antecedente, que antes de la liberalización del mercado minorista, las relaciones entre los suministradores de energía (empresas distribuidoras) y los consumidores se articulaban a través del denominado contrato integrado de suministro. El objeto de este contrato era el suministro de electricidad, considerándose este suministro como un servicio público de prestación obligatoria. El carácter de servicio público de prestación obligatoria determinaba la naturaleza jurídica del contrato. Se configuraba como un contrato de naturaleza mixta: en parte de carácter privado – en lo que se refiere al acuerdo de voluntades de suministrar energía a cambio de un precio regulado- y en parte de carácter administrativo, en la medida que contenía una serie de condiciones establecidas por disposiciones normativas para asegurar la prestación de un suministro de calidad a un precio regulado.
En suma, mediante este contrato la empresa distribuidora se comprometía a suministrar energía eléctrica al consumidor en un punto determinado y con las características técnicas de calidad establecidas reglamentariamente, correspondiendo al usuario el pago de la tarifa establecida. Quede claro, por tanto, que este contrato integraba el suministro de la energía y el uso de las redes para transportarla al punto pac
La separación de actividades y la liberalización del mercado minorista ha tenido entre otras consecuencias, y por lo que aquí interesa, la disgregación del contrato integrado de suministro en dos contratos: contrato de suministro (o de venta de energía), celebrado entre comercializadores y consumidores, y el contrato de acceso a redes (ATR), celebrado entre el distribuidor y los consumidores.
El contrato de suministro (o de venta de energía) es un contrato de naturaleza privada celebrado entre el comercializador y el consumidor, en virtud del cual aquel vende a éste electricidad al precio que libremente pacten las partes. Es preciso insistir en que el precio de la electricidad es un precio libre, no regulado, y vendrá determinado por lo que pacten las partes. Ello a diferencia de los peajes de acceso –precio regulado- que tiene que pagar el consumidor al distribuidor por el uso de las redes para transportar la electricidad, como se verá más adelante.
Lógicamente todo contrato de acceso a redes tiene que estar vinculado a un contrato de suministro; no puede existir un contrato de acceso a redes si no existe un contrato de suministro para la adquisición de energía. El consumidor cuando adquiere la electricidad ha de preocuparse por contratar el acceso a las redes a través de las cuales transportarla. Son contratos complementarios pero independientes, con distinto objeto, celebrados por distintos sujetos y con diferente naturaleza jurídica.
Naturaleza jurídica del contrato de acceso a redes
Como ya se ha dicho, este contrato tiene por objeto la utilización de las redes para el transporte de la electricidad previamente adquirida por el consumidor. La naturaleza jurídica de este contrato viene determinada por el derecho de acceso a las redes que tienen todos los consumidores –artículo 10.1 de la Ley 54/1997 de 27 noviembre, del sector eléctrico (en adelante LSE) – y por la correspondiente obligación que tienen los titulares de las redes de permitir el acceso a ellas en las condiciones reglamentariamente establecidas –artículos 38 y 42 de la LSE.
En virtud de este contrato la empresa distribuidora se compromete a permitir el tránsito por sus redes de la electricidad adquirida por los consumidores, recibiendo como contraprestación los peajes de acceso legalmente fijados. Lo que caracteriza a este contrato es la intensidad con la que está regulado, dejando poco margen a la autonomía de las partes para pactar su contenido: el contrato debe celebrarse siempre con el distribuidor de la zona y titular de las red de distribución, sin que el consumidor tenga capacidad para elegir a otro distribuidor; el distribuidor está obligado a permitir el acceso de quienes lo soliciten en las condiciones legalmente establecidas, sin que pueda decidir libremente quien puede utilizar sus redes; y el precio por la utilización de las redes es un precio regulado. Y todo ello bajo el control de las Administraciones competentes, que garantizaran el acceso a las redes.
El contenido del contrato de acceso a redes viene regulado de forma dispersa en las siguientes disposiciones normativas: Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica; Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes detransporte y distribución de energía eléctrica y Real Decreto 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión[1]
Modalidades del contrato de acceso a redes
Son partes en este contrato el distribuidor titular de la red y el consumidor que necesita acceder a ella para transportar la electricidad adquirida a un determinado punto de suministro. No obstante, la normativa vigente le da al consumidor la opción entre contratar directamente el acceso a las redes con el distribuidor y la energía con un comercializador o bien de contratar conjuntamente la energía y el acceso a las redes a través de un comercializador.
Contratación directa del acceso a redes por el consumidor con la empresa distribuidora
Los consumidores que opten por contratar de forma separada la adquisición de la energía y el acceso a la red, deberán contratar directamente con el distribuidor el acceso a las redes, quedando obligados a comunicar a éste el concreto sujeto con el que tienen suscrito, en cada momento, el contrato de adquisición de energía.
Contratación del acceso a redes a través de comercializador que intervine como mandatario
En el caso de contratación conjunta de la energía eléctrica y el acceso a la redes a través del comercializador, éste interviene como mandatario del consumidor en la relación contractual con el distribuidor –art. 81.3 RD 1955/2000 y art 1.1.b) RD 1164/2001. De manera que en estos casos, el contrato de suministro que celebren el consumidor con el comercializador deberá contener un mandato para que éste se encargue de contratar el acceso a la red con la empresa distribuidora en nombre y representación de aquél.
Se trata de un mandato representativo peculiar habida cuenta que el comercializador, en su condición de mandatario, responde solidariamente con el consumidor mandante ante la empresa distribuidora –art 4.2 RD 116/2001.
A lo expuesto hay que añadir que el artículo 3.3 del RD 1435/2002, introduce en esta modalidad de contratación conjunta de electricidad y acceso a redes, la figura del comercializador sustituto del consumidor. La introducción de esta figura responde a motivos estrictamente fiscales, como ha aclarado la CNE en un reciente informe emitido con fecha 6 de junio de 2013, con ocasión de una consulta realizada por una empresa distribuidora. También en este caso el comercializador interviene como mandatario del consumidor en la contratación del acceso a la red con la empresa distribuidora.
Como ha explicado la CNE en el citado informe, la diferencia estriba en que cuando el comercializador mandatario no sustituye al consumidor, el distribuidor le factura a éste directamente el peaje de acceso a redes, incluyendo el impuesto eléctrico; mientras que cuando el comercializador ocupa la posición de sustituto del consumidor, el distribuidor le factura a aquel el peaje de acceso, quien lo repercute a éste.
La realidad demuestra que se actúa por inercia y los consumidores siguen contratando de forma integrada la compra de energía y el acceso a redes, si bien con el comercializador mandatario en vez de con el distribuidor. De manera que el consumidor –probablemente por inercia, hay que insistir en ello- se suele desentender de contratar el acceso a redes, quedando la decisión, por regla general, en manos del comercializador y del distribuidor. No hay que desconocer, por otra parte, que frecuentemente distribuidor y comercializador pertenecen al mismo grupo empresarial, que, además, suele estar vinculado con alguna de las grandes empresas de producción. Todo ello hay que tenerlo en cuenta para poner de relieve el escaso o nulo interés que comercializador y distribuidor pueden tener en ajustar las potencias contratadas por el consumidor a sus verdaderas necesidades.
Peajes de acceso, estructura tarifaria y potencias contratadas
Los peajes de acceso–artículo 17 LSE- son los importes que tienen que abonar los usuarios de las redes –fundamentalmente consumidores y productores- por la utilización que hacen de éstas para el transporte de la electricidad hasta los puntos de suministro. Puede decirse que son el precio regulado del contrato de acceso celebrado con el distribuidor, distinto del precio libre de la electricidad que se pacta en el contrato de suministro celebrado con el comercializador.
Convine precisar que sólo una parte de los costes satisfechos con los peajes de acceso se corresponde con los costes de las redes de transporte y distribución. A través de estos peajes se abonan también otros costes asociados del sistema (primas de régimen especial, descuento de gestión de la demanda de interrumpibilidad, compensación extrapeninsular, anualidades de déficit) que no tienen que ver con el acceso a las redes.
La clave está en cómo asignar de forma eficiente y equitativa todos estos costes entre los distintos consumidores mediante la determinación de los peajes que han de abonar en cada uno de ellos. El artículo 17.2 LSE dispone que los peajes que deberán satisfacer los consumidores tendrán en cuenta las especialidades por niveles de tensión y las características de los consumos por horario y potencia. Para ello se establecen grupos de consumidores homogéneos –grupos tarifarios- en función de los niveles de tensión, de la potencia contratada y de los periodos horarios.
Cada una de las tarifas, y para cada periodo horario, se compone de un término de facturación de potencia y un término de facturación de energía y, en su caso, un término por la facturación de la energía reactiva –artículo 3 RD 1164/2001 de 26 octubre. Periódicamente el Ministerio de Industria revisa los peajes de acceso fijando los precios de los términos de potencia y términos de energía de cada una de las tarifas.
Así pues, los peajes de acceso son precios máximos determinados reglamentariamente y revisados periódicamente, que deberían ser suficientes para satisfacer los costes de acceso a redes y demás costes asociados. Como quiera que estos peajes son precios máximos regulados, la única posibilidad de reducirlos es actuando sobre los términos que los componen.
Como ha quedado expuesto, la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto, ha revisado los peajes de acceso incrementándolos y cambiando la ponderación de la facturación de los términos de potencia y energía activa, dando mucho mayor peso al término de potencia. De manera que en este momento para reducir los peajes de acceso se hace necesario optimizar las potencias contratadas por los consumidores que forman parte de sus contratos de acceso.
El artículo 5.4.1º del RD 1164/2001 de 26 octubre, establece que el consumidor o su mandatario, al pactar las condiciones del contrato de acceso a redes, podrá elegir la tarifa y modalidad que estime más conveniente a sus intereses entre las oficialmente autorizadas para el uso de las redes por el suministro de energía que el mismo desee demandar, siempre que cumpla las condiciones establecidas en el presente Real Decreto. Y podrá elegir también la potencia a contratar, debiendo ajustarse, en su caso, a los escalones correspondientes a los de intensidad normalizados para los aparatos de control.
Es evidente que el consumidor, directamente o a través de comercializador mandatario, tiene un cierto margen para elegir la potencia a contratar
La modificación de los contratos de acceso como medida para optimizar las potencias contratadas
La optimización de las potencias como medida de ahorro consiste en ajustar la potencia contratada a la potencia demandada, teniendo en cuenta que en muchos casos se contrata una potencia mayor a la que se necesita.
Para cada uno de los períodos tarifarios aplicables a las tarifas se contratará una potencia, aplicable durante todo el año. El término de facturación de potencia será el sumatorio resultante de multiplicar la potencia a facturar en cada período tarifario por el precio del término de potencia correspondiente.
Ha de tenerse en cuenta que la potencia a facturar –a la que se le aplica el precio del término potencia- es en algunos casos –Tarifas 6- la potencia contratada y no la demandada. Y en otros casos –Tarifas 3.0 y 3.1-, cuando la potencia máxima demandada en el período a facturar es inferior al 85 por 100 de la potencia contratada, la potencia a facturar será igual al 85 por 100 de la citada potencia contratada.
Resulta, por tanto, que en algunos casos la potencia a facturar no se corresponde con la potencia realmente demandada. De ahí la necesidad de optimizar las potencias contratadas ajustándolas a las necesidades reales de los consumidores, previo análisis comparando en cada caso las potencias contratadas y las realmente demandadas.
La optimización de las potencias contratadas exige la modificación de los contratos de acceso celebrados entre el consumidor –directamente o mediante el comercializador mandatario- y el distribuidor. En este sentido, el artículo 5.4.3º del RD 1164/2001 de 26 octubre dispone que las empresas distribuidoras están obligadas a modificar la potencia contractual para ajustarla a la demanda máxima que deseen los consumidores o sus mandatarios, excepto en el caso en que el consumidor haya modificado voluntariamente la potencia en un plazo inferior a doce meses y no se haya producido ningún cambio en la estructura de los peajes que le afecte. Como quiera que la Orden IET/1491/2013, de 1 de agosto ha alterado la estructura de los peajes, pasando a ponderar más el término potencia que el término energía, nada impide solicitar la modificación de las potencias contratadas.
Por otra parte, interesa destacar que las empresas distribuidoras no podrán cobrar cantidad alguna en concepto de derechos de enganche, acometida, ni ningún otro, por las modificaciones consistentes en las reducciones de potencia, conforme establece el apartado 4º del citado artículo 5.4 del RD 1164/2001 de 26 octubre.
Dado que el término de facturación de potencia es el resultado de multiplicar la potencia a facturar por cada periodo tarifario por el precio anual fijado, si las modificaciones de las potencias contratadas se producen antes de que finalice el periodo anual del contrato de acceso, se ponderará el término de facturación de potencia en función del número de meses en que es de aplicación a lo largo del año (artículo 9.1.3 del RD 1164/2001 de 26 octubre)
La solicitud de modificación de los contratos de acceso para optimizar las potencias deberá hacerla el consumidor –bien directamente o bien mediante el comercializador mandatario- a la distribuidora. Por lo que respecta a la modificación de los contratos de acceso a redes de baja tensión, el artículo 8 del RD 1435/2002 de 27 diciembre, estable que los consumidores podrán realizar sus solicitudes personalmente en las oficinas de la empresa distribuidora, por escrito mediante correo certificado o por los medios informáticos previstos. En dichas comunicaciones se deberá hacer constar fehacientemente la fecha de la solicitud y la de recepción por parte del distribuidor. Los distribuidores tienen el deber de contestar a las solicitudes de modificación en un plazo de cinco días hábiles, comunicándoles a los solicitantes si procede atender a dichas solicitudes o si existen objeciones que impidan su realización.
[1].- Con el objeto de unificar esta regulación y adaptarla a las sucesivas modificaciones que se han ido producido, se ha redactado el proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro de energía eléctrica, sometido en este momento a informe de la CNE.
La rentabilidad razonable como límite a los recortes en las energías renovables
Artículo publicado en el blog ¿Hay Derecho? el 28/2/2013
Los recientes ajustes en determinados costes del sector eléctrico, aprobados en el Real Decreto-Ley 2/2013, de 1 de febrero –actualización de la retribución de las actividades reguladas vinculada a la inflación subyacente en vez de al IPC y supresión de la prima como opción retributiva de las instalaciones de régimen especial- han supuesto un nuevo recorte en los incentivos económicos reconocidos a las energías renovables. Las medidas adoptadas se justifican una vez más en la urgente necesidad de atajar el déficit de tarifa cuyo crecimiento desbocado está poniendo en serio riesgo la sostenibilidad económico-financiera del sistema eléctrico.
Estos ajustes, hay que reconocerlo, son un episodio más en los continuos recortes a que se han visto sometidos desde hace un tiempo los incentivos económicos a las energías renovables. Desde el año 2009 se han sucedido las modificaciones del régimen de incentivos económicos a las instalaciones de régimen especial, entre las que se incluyen las energías renovables. El objetivo, como ha quedado dicho, es atajar el déficit de tarifa.
Cada vez que se han producido estos recortes, las empresas afectadas, sus respectivas asociaciones y los fondos de inversión han manifestado que estas medidas vulneraban los principios de irretroactividad, seguridad jurídica, confianza legítima e igualdad. Estas empresas han recurrido ante la jurisdicción contencioso-administrativa, en defensa de sus intereses, las disposiciones y actos en que se han ido concretando los sucesivos ajustes.
Al mismo tiempo vienen denunciando que las medidas suponen un parón al fulgurante desarrollo que las energías renovables han tenido en nuestro país, impidiendo el cambio de modelo energético, basado en el uso de los combustibles fósiles, hacia un modelo más sostenible y menos dependiente. Además, llaman la atención de que estos recortes tienen como consecuencia la pérdida de inversiones y de puestos de trabajo.
Las denuncias se han intensificado a medida que se han ido sucediendo los recortes hasta llegar a la situación actual, tras los últimos ajustes, advirtiendo de la acentuada pérdida de valor de las empresas que intervienen en este negocio y de imposibilidad en algunos casos de hacer frente a la financiación obtenida, con riesgo de quiebras. Los medios de comunicación hacen una descripción desoladora del incierto futuro del sector de las renovables y de las empresas que en él intervienen. Alguien apunta ya la necesidad de crear una entidad parecida a la SAREB (banco malo) para que se haga cargo de las instalaciones de las empresas quebradas y sin viabilidad económica.
Al parecer la culpa de todos los males la tendría el Gobierno, actuando en connivencia con las empresas tradicionales del sector eléctrico, representadas por UNESA, que proponen como solución drástica al déficit de tarifa los recortes de las crecientes primas a las renovables. También los medios de comunicación se vienen haciendo eco estos días del incremento desproporcionado de estas primas –en particular a la fotovoltaica y a la termosolar- y del riesgo que ello supone para la sostenibilidad económica del sistema eléctrico.
Así pues, ante el dilema de mantener las primas sin subir desproporcionadamente la tarifa, con el riesgo para la sostenibilidad económica del sistema eléctrico, o reducir los incentivos, con el riesgo de que colapse el sector de las energías renovables, se viene optando por esto último, mediante la adopción de medidas de ajuste
El Tribunal Supremo ha confirmado las medidas hasta ahora adoptadas, reconociendo al regulador una amplia facultad para modificar los incentivos con el objeto de reducir el déficit de tarifa. En las sentencias dictadas se deja claro que los ajustes que se han producido no entran dentro del ámbito de la retroactividad prohibida al proyectarse “hacia adelante” en el tiempo. Es decir, no afectan a los incentivos ya percibidos sino a las que están pendientes de percibirse.
Se rechaza también en estas sentencias que las medidas adoptadas hayan vulnerado los principios de seguridad jurídica y confianza legítima, argumentado que en una situación de crisis económica generalizada, que afecta especialmente al sistema eléctrico, con un grave problema de déficit, no pueden pretender los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial que se mantenga inalterable el régimen de retribuciones. Se dice literalmente que “…no tienen un ´derecho inmodificable` a que se mantenga inalterado el régimen económico que regula la percepción de sus retribuciones…”.
Por otra parte, el Tribunal Supremo mantiene que las medidas impugnadas no son arbitrarias al estar suficientemente justificadas en un motivo de interés general como es evitar el perjuicio que ocasionaría mantener un régimen retributivo que se ha revelado inadecuado. Y ello aun cuando fueran reprochables a la Administración los errores de previsión que han determinado la necesidad de introducir modificaciones en el régimen retributivo establecido inicialmente.
En suma, el Tribunal Supremo en las sentencias dictadas justifica las medidas de ajuste hasta ahora adoptadas, considerando que no vulneran los principios de irretroactividad, seguridad jurídica y confianza legítima y son necesarias para atajar el déficit de tarifa y garantizar la sostenibilidad económica del sistema eléctrico.
Pero visto que los recortes continúan cabe preguntarse hasta dónde puede llegar el regulador en esta sucesión de recortes de incentivos económicos a las energías renovables. El límite tiene que ser el de la rentabilidad razonable de las inversiones. Los sucesivos cambios regulatorios reduciendo los incentivos en ningún caso puede menoscabar el derecho de las entidades beneficiarias a obtener de la inversión realizada una “rentabilidad razonable”, principio establecido en el artículo 30.4 de la Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico. Se establece en este artículo que: “Para la determinación de las primas se tendrá en cuenta el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medio ambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética, la producción de calor útil económicamente justificable y los costes de inversión en que se haya incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales”.
Sobre la interpretación de este concepto jurídico indeterminado se ha pronunciado también el Tribunal Supremo. Se deja claro en primer lugar que este concepto jurídico debe interpretarse de acuerdo con el contexto económico y atendiendo a las cambiantes circunstancias. Es decir, la rentabilidad razonable cuantificada en un momento determinado no es inmodificable; puede cambiar en la medida que varían las circunstancias económicas. Lo cual tiene importancia en una actividad, como es la de generación en régimen especial, que se ve beneficiada por estos incentivos durante largos periodos de hasta 30 años. Se dice al respecto en las sentencias dictadas que: “La tesis según la cual la “rentabilidad razonable” que se estimó en un determinado momento debe mantenerse inalterada, sin más, en los sucesivos no puede ser compartida. En función del cambio de circunstancias económicas y de otro tipo un porcentaje de rentabilidad puede ser “razonable” en aquel primer momento y requerir su ajuste ulterior precisamente para mantener la “razonabilidad” ante la modificación de otros factores económicos o técnicos.”
Al hilo de lo expuesto, el Tribunal Supremo considera que para poder determinar si la inversión realizada ha dado una rentabilidad razonable hay que tener en cuenta el rendimiento obtenido a lo largo de toda la vida de la instalación, argumentando que. “… el principio de rentabilidad razonable se ha de aplicar, en efecto, a la totalidad de la vida de la instalación, pero no como parece entender la parte en el sentido de que durante toda ella dicho principio garantice la producción de beneficios, sino en el sentido de que se asegure que las inversiones empleadas en la instalación obtengan, en el conjunto de la existencia de la misma, una razonable rentabilidad”.
Así las cosas, y ante los anunciados recursos contra las últimas medidas adoptadas, es previsible que el Tribunal Supremo tenga que pronunciarse una vez más para determinar si los nuevos recortes en los incentivos a las energías renovables, que se acumulan a los ya realizados, impiden que las empresas beneficiarias obtengan una rentabilidad razonable.
A modo de reflexión final puede decirse que en este país somos muy dados a ir de un extremo a otro sin encontrar un término medio. Es muy probable que los incentivos económicos reconocidos a las renovables hayan sido desproporcionados y que sea necesario introducir ajustes. Pero se corre el riesgo de que con los sucesivos e improvisados recortes, que no responden a una estrategia clara, el sector de las energías renovables quede como un erial que no pueda recuperarse en mucho tiempo, con el consiguiente coste económico, social y ambiental.
Artículo publicado en el blog esPublico el 28/6/2013

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