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Timestamp: 2019-12-08 14:24:46
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La distinta aplicación del Derecho interno e internacional ante las reclamaciones del sector de las renovables por la reforma eléctrica – CCS Abogados
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02/10/2018 José Antonio Blanco Sector eléctrico
El sector de las energías renovables en España gozó históricamente de un importante apoyo estatal desde que la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico contempló un marco regulador específico. Esta normativa sufrió varias reformas en la primera década del siglo xxi, que se caracterizaron por el apoyo estatal al sector; tratando de cumplir con los objetivos marcados desde la Unión Europea. De este modo, las renovables vivieron un gran auge durante estos años, hasta el punto de que España se convirtió en una de las naciones más punteras en este campo.
El panorama cambió drásticamente con la reforma del sector eléctrico comenzada en el año 2012, luego del cambio de gobierno producido tras las elecciones del 20 de noviembre de 2011. Esta reforma ha desembocado en la derogación de la Ley 54/1997, por medio de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que se ha convertido en la nueva norma de cabecera del sector. Por este motivo, el apoyo a las energías renovables ha sufrido recortes de gran calado, lo que ha implicado fuertes protestas. Muchos de los inversores decidieron reclamar judicialmente los perjuicios ocasionados por este cambio normativo. Unos lo hicieron ante los tribunales nacionales del Estado español y otros ante tribunales arbitrales internacionales.
Uno de estos tribunales arbitrales, el del Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (CIADI), notificó el pasado 4 de mayo de 2017 el laudo arbitral de referencia ARB/13/36 de 26 de abril de 2017 que enfrentaba a las empresas Eiser Infrastructure Limited y Energia Solar Luxembourg, S.à.r.l. contra el Reino de España. Esta es la primera resolución en la que el CIADI aborda el tema de la reforma eléctrica en España en lo relativo al campo de las renovables –en este caso la energía solar concentrada–. En su fallo se condena al Estado español a indemnizar a las empresas reclamantes por los daños sufridos por motivo del cambio normativo.
Este laudo, si bien es el primero, dista de ser el último, ya que en la actualidad hay 30 demandas interpuestas ante este organismo, siendo la última la presentada por el grupo empresarial japonés Itochu Corporation.
En noviembre de 2017 estas reclamaciones, unidas a las efectuadas ante otros tribunales arbitrales como el de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil (UNCITRAL por sus siglas en inglés) o el de la Cámara de Comercio de Estocolmo, fueron cuantificadas, sin incluir intereses ni costas judiciales, en 7.566 millones de euros por el Ministerio de Justicia ante las preguntas parlamentarias de los diputados de Unidos Podemos Rosa Martínez (Equo) y Josep Vendrell (En Comú) (1). No obstante, desde ese entonces se presentaron algunas demandas más ante el CIADI, como la citada del grupo japonés Itochu Corporation.
Con esta resolución, el Derecho internacional se aparta de la doctrina del Tribunal Supremo sobre esta temática, dando lugar a dos tipos de derecho aplicable distintos en función de que la situación jurídica sea resuelta por tribunales nacionales o internacionales.
En las siguientes líneas se expondrán las posturas mantenidas por el Tribunal Supremo y el Tribunal Constitucional, y por los tribunales internacionales; en especial por el CIADI en su laudo arbitral ARB/13/36, de 26 de abril de 2017.
1. LA REFORMA ELÉCTRICA: EL OBJETO DE LA CONTROVERSIA
1.1. Marco de partida
Desde la década de los noventa las cuestiones medioambientales empezaron a cobrar importancia en las políticas energéticas de la Unión Europea, favoreciendo el crecimiento del sector de las energías renovables. Con el Tratado de Maastrich de 1992 se introdujeron las competencias de la Unión Europea en materia energética. Posteriormente, en 1996 se publicó el Libro Verde sobre energías renovables y en 2001 el Libro Blanco junto con la Directiva 2001/77/CE, donde ya se concretaban ciertas metas. Con esto, el sector empezó a estar más presente en las políticas energéticas. De este modo, la Comisión estableció como objetivo indicativo para 2010 que la energía final procedente de fuentes renovables fuese por lo menos del 12% del consumo interior bruto de energía.
A su vez, en 2007 se publicó el documento Una política energética para Europa, en donde se introdujeron los denominados objetivos 20/20/20. Estos objetivos implican que en el año 2020 se reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% respecto a los niveles de 1990 –pueden implicar una reducción de hasta el 30% de cumplirse ciertas condiciones–, que el 20% de la energía consumida provenga de fuentes renovables y que se mejore la eficiencia energética en un 20% (Sevilla Jiménez et al., 2013: 37). En consonancia con estos objetivos, en 2008 se aprobó el denominado como «primer paquete de energía y clima», del que sus normas principales han sido: a) la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, que marca como objetivo un 20% de energías renovables en el consumo comunitario total, b) la Directiva 2009/29/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, relativa al comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, c) la Directiva 2009/31/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, relativa al almacenamiento geológico de dióxido de carbono, y d) la Decisión núm. 406/2009/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, sobre el esfuerzo de los Estados miembros para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero (Del Guayo Castiella, 2014: 37-38).
Esta normativa le otorga a los Estados miembros un gran margen de discrecionalidad a la hora de realizar su concreta regulación. Ha sido en este margen en el que el Estado español se ha movido para efectuar sus diversos desarrollos legislativos (Mingorance Martín, 2013: 145-147).
Además, esto se debe contextualizar en el ámbito de la firma del Protocolo de Kioto de 1997 sobre el cambio climático. En este tratado un gran número de países se comprometió a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera. Una buena forma de hacer esto era el desarrollo de las energías renovables. Sin embargo, estas energías no eran competitivas ante las convencionales, por lo que parte de los gobiernos que apostaron por este sector, entre los que se incluyó el español, decidieron apoyarlo económicamente (Sáenz De Miera et al., 2008: 3.345-3.346).
Por ello, la Administración española ha favorecido de forma constante el crecimiento del sector de las energías renovables desde la década de los noventa con regulaciones benévolas.
La principal norma de esta época fue la Ley 54/1997. Con su entrada en vigor, como cambio transcendental, se liberalizó el mercado primario de energía. La otra característica clave de esta regulación fue el apoyo al régimen especial –en el que se incluían las renovables–, en la búsqueda de cumplir con los objetivos comunitarios para el año 2010. De hecho, en su disposición transitoria decimosexta se acordó establecer un Plan de Fomento de las Energías Renovables a fin de que para el año 2010 estas cubriesen, como mínimo, el 12 por 100 del total de la demanda energética de España. En el desarrollo de la Ley 54/1997 se pueden distinguir tres claros períodos, dentro de los cuales destacó un Real Decreto central sobre el que se basó el resto de normativa.
El primer período reglamentario se encuadra entre los años 1998 y 2004. En este, la norma principal fue el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre. Aquí, el sistema retributivo elegido estableció en su base central una elección entre dos alternativas. Por un lado, los productores podían acudir al mercado y en él, además del precio al que consiguieran vender la energía, obtener una prima fija por encima de los ingresos propios de la venta. Mientras, la otra alternativa se basaba en la venta de energía a las empresas abastecedoras, que estaban obligadas a comprarla preferentemente, por lo que percibían un precio fijo total distinto del de mercado. Este precio también era ajustado anualmente y permitía a los generadores predecir con mayor exactitud sus ingresos, puesto que no dependían de la fluctuación del mercado.
El segundo bloque normativo se construyó sobre el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, abarcando el período de 2004 a 2007. Esta norma, en su exposición de motivos, explicaba que nacía con el objetivo de otorgar un marco regulatorio duradero, objetivo y transparente. Así pues, se trató de reforzar el carácter previsible de la remuneración y la estabilidad del sistema, eliminando revisiones de tarifas retroactivas y garantizando la rentabilidad de las inversiones con un nuevo método de retribución. Esta forma de retribución implicaba, de nuevo, una elección entre dos alternativas diferentes. De este modo, los productores podían acudir al mercado, que tenía mayores riesgos, pero también mayores posibilidades de ganancia, o no hacerlo. La diferencia con la retribución del Real Decreto 2818/1998 residía en la venta a los distribuidores –en lugar de directamente al mercado–. Esta pasó a recibir una remuneración referenciada indirectamente al mercado, incentivándose que los productores acudiesen a la opción de mercado (Del Río González, 2008: 2.918-2.926).
El Real Decreto 436/2004 fue derogado por el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Este último constituyó la norma básica por la que se rigió el tercer período de desarrollo de la Ley 54/1997, y que abarcó desde 2007 hasta la reforma eléctrica. Con este cambio normativo se introdujeron ciertos mecanismos de revisión en el régimen de retribución, buscando aportar seguridad jurídica al sistema. Una vez más, la norma permitía dos opciones de venta de energía. Por un lado, se podía seguir con la tarifa regulada como en la anterior normativa. Mientras, la opción de acudir al mercado variaba. Así, eligiendo esta, se podía vender la energía a través del sistema de ofertas gestionado por el OMIE, a través de una contratación bilateral o a plazo, o a través de una combinación de todo esto, contando con una prima a mayores. Al igual que con la anterior normativa, se trató de alentar a los productores para que acudiesen al mercado (Ruiz Olmo y Delgado Piqueras, 2014: 83-84).
1.2. La reforma eléctrica
Durante estos años de continuo apoyo estatal al sector de las energías renovables, el sistema eléctrico español ha acumulado un déficit tarifario considerable. Este se puede definir como la diferencia entre los ingresos que las empresas distribuidoras de energía reciben de los pagos cobrados a los consumidores por la tarifa regulada y los costes reconocidos por la normativa (Fabra Utray, 2012: 52). Dichos costes incluyen el coste de producir, transportar, distribuir y comercializar la electricidad, los impuestos, un concepto específico destinado a reducir este déficit y unos costes que se fueron asociando a la tarifa por diversos motivos. Estos últimos se dividen en: a) costes por prestaciones sociales tales como subsidios al consumo de carbón nacional, b) costes provocados por las políticas de cohesión territorial como pueden ser los pagos que se hacen a los generadores de electricidad en las islas, y c) costes derivados de decisiones de política económica y medioambiental, donde se encuentran las primas pagadas a las energías renovables (Sallé Alonso, 2012: 102-103).
Por su parte, los ingresos que las empresas eléctricas reciben de los consumidores no solo se componen del precio pagado por la energía consumida, sino que también contienen una tarifa de acceso en la que se incluyen peajes correspondientes tanto al transporte como a la distribución, así como primas al régimen especial y otros costes de abastecimiento (Montes Pérez del Real, 2012: 235).
Doctrinalmente existe cierto debate acerca de la influencia de las energías renovables en el déficit tarifario. Algunos autores consideran que este se debe a otros factores más relacionados con las peculiares características del sector eléctrico, tales como la inexistencia de un auténtico mercado libre (Garcés Sanagustín, 2014: 48). Sin embargo, desde la Administración se señaló a las energías renovables como una de las principales culpables del déficit. Este argumento se empleó para explicar la necesidad de la reforma eléctrica y la bajada de la remuneración otorgada a este sector.
La reforma eléctrica, si bien se tiende a situar temporalmente en el cambio de gobierno estatal a finales del año 2012, ya encuentra sus primeras normas controvertidas unos años antes. Dentro de estas se debe citar el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, y el Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre. Estas normas significaron la primera variación relevante respecto a la política pro renovables y, en especial, afectaron a la energía fotovoltaica. La primera de ellas redujo las primas de la energía fotovoltaica, pasando la vida útil en la que podían percibirla de 30 a 25 años. No obstante, esto se rectificó mediante la Disposición final cuadragésima cuarta de la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible, que elevó nuevamente el plazo a 30 años. Mientras, el Real Decreto-Ley 14/2010 introdujo peajes a todos los productores por verter la energía a la red y limitaba las horas equivalentes de la energía fotovoltaica –con la consiguiente disminución de la retribución–.
Un mayor calado se apreció en las normas adoptadas en el 2012. Dentro de estas destacan el Real Decreto 1/2012, de 27 de enero, por el que se produjo la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovable y residuos, y la Ley 15/2012 de 27 de diciembre, que estableció un impuesto del 7% a los productores y eliminó las primas a la electricidad generada con gas.
En el año 2013, se aprobó el Real Decreto-Ley 2/2013, de 1 de febrero, que seguía tratando de corregir los desajustes entre ingresos y costes en el sector eléctrico. Este introdujo ciertas reducciones a la baja en la remuneración al régimen especial y cambió la actualización de las tarifas según el IPC por un índice de referencia más bajo. Esta norma, al igual que había sucedido con el Real Decreto-Ley 14/2010, fue objeto de recurso de inconstitucionalidad. El Tribunal Constitucional, en su sentencia de Pleno 183/2014, de 6 de noviembre (RTC 2014\183), no dictaminó sobre la posible inconstitucionalidad por pérdida sobrevenida del recurso –al igual que había sucedido en la sentencia sobre el Real Decreto-Ley 14/2010–, debido a que la norma había sido derogada antes de la resolución (Barnés Vázquez y Pérez de Ayala Becerril, 2015: 215-216).
Posteriormente, el Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, en su exposición de motivos recoge que su realización responde al «carácter insostenible del déficit del sector eléctrico y de su necesidad de adoptar medidas urgentes de vigencia inmediata que permitan poner fin a esta situación». En él se lleva a cabo una reconsideración del régimen especial y de su remuneración (Galán Vioque, 2014: 80-81).
La nueva retribución ha pasado a ser determinada por lo que se obtenga de la venta de energía en el mercado más una retribución específica por unidad de potencia instalada. Con esto se ha buscado cubrir los costes no recuperables en el mercado de una instalación tipo ocasionados por la inversión inicial (Gómez-Ferrer Rincón, 2014: 80-81). La Administración, para calcular esta retribución, se ha basado en datos estándar de ingresos, costes de explotación e inversión iniciales para una empresa eficiente y bien gestionada, desligándose de la productividad particular de cada planta. Esto tiene en el concepto de rentabilidad razonable su punto de referencia. Esta rentabilidad se calcula sobre la base de los bonos españoles a diez años más un diferencial, que actualmente es del 3%, y es lo que se considera que cada instalación debe percibir a lo largo de su vida útil. De este modo, para su cálculo también se incluyen las cantidades percibidas en ejercicios anteriores. Finalmente, el último aspecto destacable de la nueva remuneración es la revisión de los parámetros retributivos cada seis años.
En cuanto a las instalaciones ya existentes, se les aplicó esta normativa de un modo similar al de las nuevas instalaciones, pero gozaron de un régimen transitorio que acabó resultando problemático. Este consistía en la aplicación mayoritaria de la normativa anterior hasta que se aprobasen las disposiciones necesarias para la plena aplicación del Real Decreto. Por ello, la remuneración a las renovables en estas fechas implicó liquidaciones a cuenta amparadas por este régimen transitorio. Posteriormente, una vez aprobada la nueva normativa, estas liquidaciones fueron objeto de regularización, implicando derechos de cobro u obligaciones de pago y dando lugar a debate sobre la existencia de retroactividad en la medida.
Todos estos cambios prepararon el camino para la aprobación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que se convirtió en la nueva norma principal del sector. En esta Ley se concretan más las revisiones del sistema retributivo que introdujo el Real Decreto-Ley 9/2013, aunque no se acabaron de definir por completo.
Este mayor detalle de la nueva remuneración se introdujo con el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, donde se contiene la fórmula básica de retribución a los generadores de renovables. Dicha fórmula aparece más detallada en la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio.
Todas estas normas, salvo el Real Decreto 1565/2010 y el Real Decreto-Ley 14/2010, centraron el debate en el comentado laudo arbitral del CIADI, de 26 de abril de 2017. Además, también dieron lugar a una amplia jurisprudencia nacional, que, frecuentemente, ha llegado a unas conclusiones distintas a las del laudo arbitral del CIADI.
2. JURISPRUDENCIA NACIONAL SOBRE LA REFORMA ELÉCTRICA
2.1. El riesgo regulatorio como piedra angular
Las reclamaciones de particulares, empresas y otras entidades (2) que se realizaron sobre el paquete normativo comentado en el apartado anterior fueron en su práctica totalidad desestimadas por el Tribunal Supremo y el Tribunal Constitucional. El concepto central en el que se basaron ambos tribunales ha sido el de riesgo regulatorio.
Este concepto, creado por la jurisprudencia, encuentra su origen a finales de los años ochenta y principios de los noventa, en los denominados sectores regulados –como lo es el energético–. Los mismos, que fueron liberalizados en esa época, eran sectores estratégicos, por lo que precisaban de una importante regulación estatal. Esto se debía a la necesidad de defender ciertos intereses generales, normalmente mediante las obligaciones de servicio público (González Ríos, 2014: 215-216).
Es en el seno de esta regulación de marcado carácter económico donde hay que entender el concepto de riesgo regulatorio. Este se define como la posibilidad existente de que las normas básicas de un determinado sector –regulado– varíen, y con eso se frustren las estrategias y expectativas de los operadores de ese sector, fundadas en la regulación anterior.
El riesgo regulatorio, además, permite que los principios de seguridad jurídica y confianza legítima se vean reducidos. En la doctrina establecida por el Tribunal Supremo este riesgo se le impone a los operadores privados del sector, que tienen la obligación de soportarlo como una carga (Rodríguez Bajón, 2012: 189-192).
Sobre la posible vulneración de estos principios, junto con el de irretroactividad normativa, es en lo que centran los argumentos jurídicos los tribunales españoles al estudiar los temas relativos a la reforma eléctrica y las energías renovables.
Además, en varias de las sentencias en las que el Tribunal Supremo ha abordado este asunto, también hizo referencia al Tratado sobre la Carta de la Energía (TCE en adelante), aunque no ha profundizado demasiado en dicha norma. Un ejemplo se encuentra en la sentencia del Tribunal Supremo 2131/2016, de 3 de octubre (RJ\2016\4854) que afirmó que el TCE no ha sido vulnerado ya que, si bien hubo alguna norma que ha sido contraria a los intereses de los inversores, «las inversiones en esta tecnología siguen estando protegidas y fomentadas en España por un marco normativo sin duda favorable en su globalidad».
Por su parte, el Tribunal Constitucional ha tratado el tema en su sentencia 270/2015, de 17 de diciembre (RTC 2015\270). En cambio, aquí no se incide en el fondo del asunto –es decir, la vulneración del TCE– sino que lo que razona la sentencia es que los tratados internacionales en vigor para España no forman parte del bloque de constitucionalidad que debe servir para juzgar la compatibilidad de determinados preceptos legales. Esta tesis contó con posturas disconformes dentro del Tribunal representadas por el voto particular del magistrado D. Juan Antonio Xiol Ríos, al que se adhirieron los magistrados D.ª. Adela Asúa Batarrita y D. Fernando Valdés Dal-Ré.
2.2. Seguridad jurídica
Para analizar el principio de seguridad jurídica se debe partir de su doble componente. Este, por un lado, exige la regularidad estructural y funcional del sistema jurídico a través de sus normas e instituciones, debiendo ser previsibles los efectos de la aplicación de estas normas. Mientras, por otro lado, también implica la posibilidad de conocimiento del derecho que se debe aplicar por sus destinatarios (Bermejo Vera, 2010: 82). En palabras del Tribunal Constitucional en la sentencia 270/2015, de 17 de diciembre, este principio se debe entender como la certeza sobre el ordenamiento jurídico aplicable, la ausencia de confusión normativa y la previsibilidad en la aplicación del derecho. Además, esta sentencia es aún más relevante para el tema que nos ocupa en tanto que versa sobre la constitucionalidad del Real Decreto-Ley 9/2013. En este caso el Tribunal Constitucional ha considerado que esta norma no vulneró el principio de seguridad jurídica, ya que las circunstancias económicas del sector hacían necesario un cambio normativo. Por esta misma razón, no se podía argumentar que hubiese sido inesperado para un operador prudente y diligente (Alenza García, 2016: 8).
La misma línea jurisprudencial es mantenida por el Tribunal Supremo al analizar esta norma. Además, cuando resolvió sobre la legalidad del Real Decreto-Ley 2/2013 y la Orden IET/221/2013 en la sentencia de 16 de marzo de 2015 (RJ 2015\988) hizo primero referencia al principio de seguridad jurídica comunitario. Respecto a este principio, citando la sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea de 10 de septiembre de 2009 (asunto C-201/08, Plantanol GmbH & Co. KG), el Tribunal Supremo explicó que la seguridad jurídica en el ámbito comunitario se concreta en la claridad, precisión y suficiente publicidad de las normas, pero no impide en ningún caso cambios en la regulación. Mientras, en el ámbito nacional y en el de las energías renovables continúa con la doctrina ya expuesta y niega que la reforma eléctrica contraríe este principio. De idéntico modo ha resuelto a la hora de analizar el Real Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014. En estos casos, el Tribunal Supremo ha reproducido mayoritariamente lo señalado por el Tribunal Constitucional en relación con el Real Decreto-Ley 9/2013 (Araujo Barceló, 2016: 42). Esta doctrina respecto a las energías renovables se puede observar con carácter previo en las sentencias del Tribunal Supremo referidas al Real Decreto 1565/2010, a la Orden ITC/3353/2010 y a la Circular 3/2011. Una muestra de esto se observa en la sentencia del Tribunal Supremo de 12 de abril de 2012 (RJ/2012/5775), en donde ya se indicaba que el principio de seguridad jurídica sí habilitaba a la Administración para modificar el marco regulatorio en caso de circunstancias económicas sobrevenidas (Bandrés Sánchez-Cruzat, 2016:547-548).
Con todo, en las resoluciones derivadas del paquete normativo de la reforma eléctrica, la mayoría de las sentencias cuentan con uno o dos votos particulares, en los que se considera vulnerado el principio de seguridad jurídica por la existencia de retroactividad ilícita, así como por el vacío legal de casi un año debido a que los efectos del Real Decreto-Ley 9/2013 se pospusieron hasta la aprobación de su desarrollo reglamentario realizado por el Real Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014. Como ejemplos de estas resoluciones se pueden citar las sentencias 1274/2016 de 1 de junio (JUR/2016/143071) y la 1354/2016 de 8 de junio (RJ/2016/3513) –ambas con un voto particular–, o las sentencias 1271/2016 de 1 de junio (RJ/2016/3452), 1787/2016 de 15 de julio (RJ/2016/4802) y 2123/2016 de 30 de septiembre (JUR/2016/212265) –todas con dos votos particulares–.
El principio de confianza legítima presenta una íntima relación con el de seguridad jurídica, hasta el punto de que hay autores que defienden que es el reflejo del segundo en situaciones individuales (Martín Pallín, 2015: 229). Al igual que este, encuentra sus raíces en el derecho alemán, aunque su concepto allí, denominado Vertrauensschutz, tiene unos matices ligeramente distintos. En el ordenamiento jurídico español este principio ha sido acogido a través de la jurisprudencia del Tribunal Supremo; especialmente por un conjunto de sentencias dictadas a finales de la década de los ochenta y comienzos de los noventa que contaron con el magistrado D. Benito Santiago Martínez Sanjuán como ponente (Laguna de Paz, 2010: 1.170). Ya en una época más reciente, el Tribunal Supremo, en su sentencia de 17 de mayo de 2012 (RJ\2012\6818), afirma que este principio comporta que la autoridad pública no pueda adoptar medidas que resulten contrarias a la esperanza inducida por la razonable estabilidad de sus decisiones, en función de las cuales los particulares realizaron determinadas acciones. A pesar de esto, también añade que la confianza legítima no garantiza la perpetuación de la situación existente.
Conviene matizar que, a diferencia de en el derecho germánico, en nuestro ordenamiento jurídico el principio de confianza legítima no goza de protección constitucional –más allá de la que posee por su vinculación con el de seguridad jurídica–. Por ello, su vulneración por sí misma difícilmente puede implicar la anulación de una norma con rango de Ley. Además, en los casos donde surgía responsabilidad patrimonial de la Administración el incumplimiento de la confianza legítima apareció ligado a los principios de irretroactividad, seguridad jurídica y buena fe (García de Enterría Martínez Carande, 2002: 180). Si bien, este principio sí que tiene reflejo legal en el artículo 3.1.e de la Ley 40/2015, de 1 de octubre, de Régimen Jurídico del Sector Público –previamente, se recogía en el artículo 3.1 de la ya derogada Ley 30/1992–.
Por su parte, respecto al principio tratado, la jurisprudencia comunitaria ha definido sus características básicas del siguiente modo: A) Su invocación debe basarse en una acción imprevisible de la Administración. B) Las expectativas solo se protegen si se sostienen en bases objetivas y se les causa un daño real, efectivo, no previsible y punitivo. C) Estando en juego intereses privados y públicos, se debe justificar la importancia de los últimos y que estos se verían frustrados si se introdujesen poco a poco medidas transitorias (Martínez Moya, 2012: 50).
Aquí, nuevamente, el problema está en saber qué expectativas son legítimas. Estas, en el ámbito de las energías renovables, se enfrentarían a los intereses públicos, lo que en el Derecho internacional contemporáneo está sucediendo también en más sectores (Jiménez Piernas y Pascual Vives, 2015: 143).
A su vez, la jurisprudencia del Tribunal Supremo no se desvía aquí demasiado de lo expuesto para el principio de seguridad jurídica. De este modo, las sentencias ya citadas, como por ejemplo la 1271/2016, vuelven a incidir en la previsibilidad del cambio normativo en el sector; cuestión por la cual defienden que este principio no es vulnerado por la reforma, ya que consideran que no se generó una confianza legítima en los productores de energías renovables acerca de que el marco legislativo no variaría. Muchas de estas sentencias cuentan también con votos particulares, pero solo aprecian la vulneración del principio en aspectos muy concretos, tales como el referente al período existente entre el Real Decreto-Ley 9/2013 y su desarrollo reglamentario realizado por el Real Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014 que se comentó en el apartado anterior.
Mientras, el Tribunal Constitucional, en la comentada sentencia 270/2015, también habla de la previsibilidad del cambio normativo. Con todo, existe un voto particular del magistrado D. Juan Antonio Xiol Ríos, al que se adhirieron la Magistrada D.ª. Adela Asua Batarrita y el Magistrado D. Fernando Valdés Dal-Ré, que incide en el tema de la confianza legítima. Estos consideran que la sentencia era una gran oportunidad para sentar las bases del principio de confianza legítima y adaptarlo al ordenamiento comunitario. A pesar de esto, en el voto particular también consideran que se respetó este principio.
Respecto al Derecho comunitario, la Comisión Europea en su Comunicación de 5 de noviembre de 2013 Guidance for the design of renewable support schemes había afirmado que en el sector eléctrico deben existir compromisos jurídicos a largo plazo. Así, continúa, las reformas energéticas deben ser especialmente cuidadosas para evitar modificar la rentabilidad de las inversiones y traicionar las expectativas legítimas de los inversores (Arana García, 2014: 152).
Sin embargo, en contraposición a lo expuesto, existe una línea jurisprudencial –aunque cuenta con pocas resoluciones– que ha estimado la existencia de un daño antijurídico como consecuencia de la aprobación del Real Decreto-Ley 1/2012. Esta se inició con la sentencia del Tribunal Supremo de 9 de diciembre de 2015 (RJ 2015\5416), que se refiere a un asunto de cogeneración, y fue seguida, entre otras, por la sentencia 945/2016 de 28 de abril (BIB 2017\1883), referida a un proyecto fotovoltaico. El Tribunal Supremo interpretó aquí que sí que se quebrantó el principio de confianza legítima, ya que, por un lado, no se había alcanzado el objetivo de potencia instalada en el caso de la cogeneración, y, por el otro, se consideró que el Real Decreto 1578/2008 había creado unas sólidas expectativas para los titulares de las instalaciones fotovoltaicas (Yáñez Cañas, 2017: 7).
2.4. Irretroactividad
El artículo 9.3 de la Constitución española garantiza la irretroactividad de las disposiciones sancionadoras desfavorables o restrictivas de derechos individuales. Posteriormente, este principio ha sido desarrollado en mayor profundidad por la jurisprudencia.
Una primera doctrina del Tribunal Constitucional distinguía tres tipos de retroactividad. Esto se puede apreciar, por ejemplo, en el fundamento de derecho tercero de la sentencia del Tribunal Constitucional 6/1983, de 4 de febrero (RTC 1983\6). Así, en primer lugar, está la retroactividad plena o de grado máximo que implica que la norma afecta totalmente a derechos o situaciones consagradas con anterioridad a su entrada en vigor. En segundo lugar, se encuentra la retroactividad de grado medio. Esta se refiere a los efectos jurídicos que nacieron con carácter previo pero que aún no se agotaron o consumaron. En tercer y último lugar, se encuentra la retroactividad de grado mínimo, que implica que la norma solo va a afectar a situaciones futuras, aunque la relación jurídica naciese con carácter previo. Las dos primeras, en la antigua doctrina del Tribunal Constitucional, eran las que prohibía la Constitución.
De nuevo por influencia del derecho alemán, esta postura interpretativa tripartita se fue abandonando en favor de una de carácter dualista. De este modo, se introdujo el concepto de retrospectividad para referirse a la retroactividad permitida. En esta, las retracciones que se derivan de una nueva norma no son ilícitas y existe un deber jurídico de soportar el daño por los operadores privados, aunque puede dar lugar a compensación económica por parte de la Administración. Según la doctrina, el denominar una norma simplemente como retroactiva se refiere ya a que la misma vulnera los límites constitucionalmente permitidos (López Menudo, 2003: 76-77). Con todo, el Tribunal Constitucional y el Supremo prefieren hablar de retroactividad impropia en el primero de los casos y retroactividad propia o auténtica en el segundo. Esta dualidad se puede observar, entre otras, en la sentencia del Tribunal Constitucional 126/1987, de 16 julio (RTC 1987\126). Así pues, el principio de irretroactividad impide que se sancionen o se afecten negativamente derechos individuales motivados por situaciones pasadas ya agotadas, salvo que así lo exija el bien común (López Menudo, 2010: 170-171).
Otro punto a destacar es también la importante relación que el principio de irretroactividad tiene con el de seguridad jurídica y, por afinidad, con el de confianza legítima. Así, de producirse una aplicación retroactiva de normas en contra de los intereses particulares, la previsibilidad en la aplicación del derecho sería muy baja, ya que una relación jurídica jamás se agotaría por completo.
En lo referente a la reforma eléctrica, la jurisprudencia nacional también se ha referido ampliamente a este principio. El razonamiento principal ha radicado en la interpretación de que la normativa desplegaba sus efectos en ejercicios futuros y que para ser considerada una retroactividad prohibida debería desplegarlos también en ejercicios pasados. Esto se puede observar en la citada sentencia del Tribunal Supremo de 12 de abril de 2012, que, aunque estudiaba el Real Decreto 1565/2010, la Orden ITC/3353/2010 y la Circular 3/2011, en la jurisprudencia relativa a la reforma eléctrica se aplicaron los mismos razonamientos una y otra vez.
En cambio, hubo varias sentencias que contaron con votos particulares, siendo las normas que presentaron un mayor debate para el Tribunal Supremo el Real Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014. Este debate vino a raíz de la introducción del concepto de rentabilidad razonable y de la devolución de cantidades cobradas de más entre la aprobación del Real Decreto-Ley 9/2013 y las normas citadas. En el primer caso, la problemática se debe a que esta rentabilidad integra dentro de su definición legal las retribuciones ya percibidas en el pasado para determinar las que se deben recibir en el futuro. Aquí el Tribunal Supremo –sentencia 1271/2016– afirma que no existe retroactividad prohibida ya que la norma no afecta a derechos patrimoniales previamente consolidados e incorporados al patrimonio de los titulares de las instalaciones, ni a situaciones jurídicas agotadas o consumadas. Mientras, en lo relativo a las cantidades cobradas de más, la alegación de retroactividad se desechó arguyendo que estas eran pagos a cuenta que no constituían un derecho consolidado.
Por su parte, el Tribunal Constitucional en la sentencia 270/2015 consideró que el Real Decreto-Ley 9/2013 no infringe el principio de irretroactividad. En este caso la alegación se basaba en que esta norma debería ser concretada reglamentariamente con carácter posterior y este reglamento tendría efecto desde la publicación del propio Real Decreto-Ley 9/2013. El argumento del Constitucional para confirmar la irretroactividad de la norma ha sido, nuevamente, la inexistencia de derechos ya consolidados a los que pudiese afectar.
Así pues, los tribunales españoles consideran –exceptuando los votos particulares citados– la inexistencia de retroactividad de ningún tipo en el paquete normativo de la reforma eléctrica. Ni tan siquiera la existencia de una retrospectividad que, aunque no implicase la nulidad radical de la norma, sí otorgase una obligación de indemnizar.
Observando esto a la par que lo expuesto sobre la seguridad jurídica y la confianza legítima, se extrae la conclusión de que la jurisprudencia nacional ha considerado completamente legítima la reforma eléctrica, con la excepción comentada en el caso del Real Decreto-Ley 1/2012. Así, siendo un sector que presenta riesgos regulatorios, los operadores privados debían prever que la legislación podría cambiar. Además, nuestros tribunales también consideran que no han concurrido los vicios de inconstitucionalidad que en algunos casos se alegaron y que la existencia de un daño indemnizable debe contemplarse en relación con la totalidad de la vida útil de las instalaciones, indicando, además, que el cambio de retribución solo tiene efectos a futuro y en ningún caso retroactivos (Fernández Valverde, 2016: 10).
Además, otros autores (Revuelta Pérez, 2017: 448-451) consideran también que el Derecho comunitario en la materia no ha quedado debidamente integrado. Dentro del Derecho de la Unión destaca la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, que incluye entre sus objetivos el proporcionar seguridad y confianza a los inversores. Sin embargo, la doctrina citada sostiene que el Tribunal de Justicia de la Unión Europea posiblemente no considerase que el cambio del régimen retributivo de las energías renovables incumpliese la Directiva mencionada. En cambio, también considera que el Tribunal Supremo debería plantear al Tribunal de Justicia de la Unión Europea una cuestión prejudicial de interpretación sobre la compatibilidad de la nueva regulación del sector con la normativa comunitaria. De hecho, la existencia de votos particulares en las sentencias del Tribunal Supremo es otro argumento que aconsejaría la consulta.
3.1. La norma internacional básica: El TCE
La norma internacional básica en el ámbito energético es el TCE. Este nació tras la caída del muro de Berlín debido a la preocupación existente en Europa occidental de que algunos países ricos en hidrocarburos integrantes del bloque comunista colapsasen. Así, para asegurar de forma pacífica el suministro y las inversiones, en diciembre de 1991 se firmó la Carta de la Energía. Posteriormente, el 17 de diciembre de 1994, se firmó en Lisboa el TCE y su Protocolo sobre Eficiencia Energética y Aspectos Medioambientales –aunque con las ausencias de Estados Unidos y Canadá, que sí habían firmado la Carta de la Energía–. Este tratado se convirtió en el primer instrumento multilateral con tantos participantes –treinta en un principio– en tratar aspectos tan diversos de un sector estratégico (Sodupe Corcuera y Benito, 2000: 430). Dicho instrumento normativo entró en vigor, finalmente, en abril de 1998.
El TCE protege inversiones extranjeras en Actividades Económicas en el Sector de la Energía. En su primer artículo define estos conceptos del siguiente modo:
«Actividad Económica en el Sector de la Energía», se refiere a una actividad económica dedicada a la exploración, extracción, refino, producción, almacenamiento, transporte por tierra, transmisión, distribución, comercio, comercialización y venta de materias y productos energéticos.
Por su parte, por inversión se entiende cualquier tipo de activo poseído o controlado directa o indirectamente por un inversor, que también cuenta, a su vez, con una definición en sentido amplio. Las inversiones que gozan de protección –artículo 1.6 TCE– son: a) bienes (tangibles o intangibles) y propiedades y derechos de propiedad de cualquier tipo, b) empresas, participaciones sociales y títulos de deuda empresariales, c) créditos pecuniarios y derechos a prestaciones contractuales que tengan un valor económico y estén relacionadas con una inversión, d) propiedad intelectual, e) rendimientos y f) cualquier derecho conferido por ley o contrato, o permisos otorgados para emprender cualquier actividad económica en el sector de la energía.
En cuanto a los inversores protegidos, estos deben ser nacionales de un Estado parte del TCE y realizar sus inversiones en otro Estado parte. Los Estados parte que reciben la inversión se comprometen a (De los Santos Lago et al. 2011: 5-7):
Fomentar y crear condiciones estables, equitativas, favorables y transparentes. Entre estas condiciones se cuenta el compromiso de conceder a los inversores un trato justo y equitativo (artículo 10.1 TCE).
No perjudicar la gestión, mantenimiento, uso, disfrute o liquidación de los mismos implantando medidas exorbitantes o discriminatorias (artículo 10.1 TCE).
No conceder un trato menos favorable que lo exigido por el Derecho internacional (artículo 10.1 y 10.3 TCE).
Garantizar la no expropiación directa o indirecta –o medidas equivalentes– salvo que sea por interés público, no sea discriminatorio o se lleve a cabo mediante el debido procedimiento legal indemnizando al inversor (artículo 13 TCE).
Garantizar la libertad de transferencias de capitales y beneficios relacionados con las inversiones (artículo 14).
Por su parte, el artículo 26 TCE explica el tratamiento de las controversias surgidas en relación al Tratado. En primer lugar, expone que se tratarán de solucionar amigablemente. De existir posturas irreconciliables que impidan esto, el inversor puede elegir, en un plazo de tres meses, entre los tribunales ordinarios o administrativos del país donde efectuó la inversión, un mecanismo establecido con carácter previo o siguiendo los mecanismos que le ofrece el TCE. Estos últimos son:
Acudir al CIADI si tanto el Estado del que es nacional el inversor como el Estado en el que se realiza la inversión son signatarios del Convenio de Washington de 1965. A este órgano también se puede acudir, con ciertas especificidades, si solo una de las partes es signataria del Convenio citado.
Solicitar el concurso de un único árbitro internacional o de un tribunal ad hoc establecidos en virtud del Reglamento de Arbitraje del UNCITRAL.
Requerir un procedimiento de arbitraje ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo (Fernández Pérez, 2014: 375-376).
De estos procedimientos, se profundizará más pormenorizadamente en el arbitraje del CIADI, ya que es ante este órgano donde están interpuestas la mayoría de reclamaciones contra el Estado español por la reforma eléctrica.
3.2. Tribunales arbitrales internacionales: El CIADI
El 18 de marzo de 1965, con la aprobación del Convenio de Washington (CW en adelante), se creó el CIADI. Este es una institución arbitral para arreglar controversias entre inversores extranjeros y países que reciben la inversión, que forma parte del conglomerado institucional del Banco Mundial. En el ámbito del arbitraje internacional de inversiones, el CIADI es el órgano más empleado, puesto que otorga ciertas ventajas como son su autonomía e independencia o su régimen de reconocimiento y ejecución de resoluciones (Fernández Masiá, 2008: 22-23).
Una de las principales características del CIADI es su carácter consensual. Es en este consentimiento sobre el que se construye la jurisdicción del Centro, pues el artículo 25 CW recoge que es necesario el consentimiento de ambas partes por escrito para que pueda entrar a conocer del asunto. Con todo, en este artículo no se precisa cuándo se debe efectuar el mismo, pudiendo otorgarse en un Tratado firmado con anterioridad, como señala el informe de los directores ejecutivos del Centro (Marzorati, 2003-2004: 462-463). Este consentimiento implica la exclusión de acudir a cualquier órgano distinto al CIADI. Con todo, los Estados parte pueden exigir que previamente se agoten sus propias vías administrativas o judiciales internas.
El Tribunal de Arbitraje que se forma para resolver la controversia se compone de un único árbitro o de un número impar de ellos nombrados según acuerden las partes. De no existir acuerdo serán tres árbitros, siendo nombrados uno por cada parte y un tercero entre ambas. Sobre estos árbitros también se debe advertir de la existencia de diversos informes en los que se pone de manifiesto que no siempre parece clara su búsqueda del interés general. De hecho, en Europa existe una organización, la EFILA (European Federation for Investment Law and Arbitration), que tiene como objetivo la protección de los intereses de la industria del arbitraje (Flues et al., 2015: 6). Además, también se alerta de la posible existencia de problemas de conflictos de intereses que pueden favorecer la aparición de resoluciones pro inversor (Eberhardt y Olivet, 2012: 38-45).
Por otro lado, una de las facultades del Tribunal de Arbitraje del CIADI es resolver sobre su propia competencia (artículo 41.1 CW), por lo que puede establecer por sí mismo de qué asuntos conocerá, siempre que tengan relación con el asunto principal. Esta atribución puede vulnerar el derecho a la tutela judicial efectiva, que la mayor parte de la normativa interna de los países signatarios del CW defiende. Esta vulneración se produce en el momento en que el Tribunal decide conocer también de un asunto conexo con el principal, ya que después las partes no pueden someterlo a otros Tribunales (Capiel, 2010: 100).
Finalmente, el Tribunal decidirá sobre la controversia en cuestión basándose en las normas de derecho que acuerden las partes. De no existir acuerdo, se recurrirá a la normativa interna del Estado receptor de la inversión, incluyendo las normas de Derecho internacional privado y público que le puedan ser aplicables (artículo 42 CW). La decisión se efectuará a través de un laudo motivado que será obligatorio para las partes, no pudiendo ser objeto de recurso o apelación alguna. Además, los Estados parte del CW asumen la responsabilidad de hacer ejecutar en su territorio estas resoluciones como si se tratasen de sentencias de sus tribunales internos (artículos 53 e 54 CW).
A mediados del año 2016, España se situaba ya como el cuarto país con mayor número de demandas en contra ante el CIADI, con 24 (Plaza y Ramiro, 2016: 41), número que ha subido hasta 30 a mediados de 2018 contando ya solo las reclamaciones realizadas a raíz de la reforma eléctrica.
3.3. El laudo arbitral del CIADI ARB/13/36 de 26 de abril de 2017
El laudo arbitral del CIADI ARB/13/36 de 26 de abril de 2017 es el primero que esta institución ha emitido sobre la reforma eléctrica española, así como la primera resolución internacional que aborda el grueso de la misma. Las entidades demandantes en este caso han sido Eiser Infrastructure Limited –un fondo de inversiones inglés ligado a ABN Amro– y a su filial luxemburguesa Energia Solar Luxembourg S.à.r.l.
Previamente, la Cámara de Comercio de Estocolmo ya había tratado el asunto de la reforma eléctrica en España y sus implicaciones respecto al TCE en el laudo 062/2012, recaído en el caso Charanne B. V. y Construction Investments S.A.R.L. contra el Reino de España, emitido el día 21 de enero de 2016. Dicho laudo concede la razón a la parte demandada e indica que el TCE no había sido vulnerado. No obstante, esta resolución no aborda el grueso de la reforma, sino que versa sobre el Real Decreto 1565/2010 y el Real Decreto-Ley 14/2010. Este mismo órgano ha tratado nuevamente la reforma del sector eléctrico en el laudo arbitral 153/2013, recaído en el caso Isolux Infrastructure Netherlands B. V. contra el Reino de España, de 6 julio de 2016. Sin embargo, una vez más, el asunto analizado resulta atípico. En este caso, en el que de nuevo se le da la razón al Estado español, la demandada había realizado su inversión en octubre de 2012, por lo que el Tribunal de la Cámara de Comercio entendió que «en octubre de 2012, todo inversor podía anticipar, no solo, una modificación fundamental del contenido del Régimen Especial, sino también, la supresión del régimen, toda vez que se respete el principio de rentabilidad razonable de la inversión».
Volviendo al laudo arbitral del CIADI, en el transcurso del procedimiento el Estado español realizó seis alegaciones previas sobre la carencia de jurisdicción del Tribunal. La primera de ellas centró su argumentación en que se trataba de una controversia que afectaba a inversiones dentro de la Unión Europea efectuadas por inversores de otros países de la Unión Europea. Estas alegaciones fueron rechazadas, ya que el Tribunal afirmó que no constaba que los Estados miembros de la Unión Europea le transmitieran a esta las competencias sobre la protección de las inversiones en materia de energía. Además, indicó que con una interpretación del TCE bajo el principio de buena fe no se puede acoger que esta limitación estuviese implícita en su articulado. En síntesis, el Tribunal arbitral afirma que «aunque la Unión Europea sea miembro del TCE, los Estados que la componen no dejaron de serlo también».
La siguiente excepción alegada por el Estado español recogía una carencia de competencia por razón de la materia. En concreto, afirmaba que las empresas demandantes no habían realizado una inversión en sentido objetivo conforme al TCE. Esta excepción también fue desestimada ya que el Tribunal entendió que el concepto de inversión no se podía interpretar de una forma restrictiva, pero, aunque ese fuese el caso, los desembolsos de las empresas demandantes seguirían siendo considerados como tales. Esto, continúa el laudo arbitral, se debe a la duración y riesgo que supuso la inversión en las plantas de energía solar. Además, también se consideró irrelevante la procedencia de los fondos invertidos, ya que el Estado español alegaba que estos no eran propiedad de las demandantes.
La tercera excepción en la que la parte demandada apoyó su defensa partía de la prohibición del Derecho internacional de que los accionistas reclamen por la pérdida sufrida con la bajada de valor de las acciones de una empresa en la que invirtiesen. Esta postura fue rechazada de nuevo, debido a que el Tribunal del CIADI entendió que la reclamación no iba dirigida a eso, sino que se trataba de dos empresas reclamando por la bajada de sus propias acciones.
Como cuarta excepción, se señaló la falta de competencia del Tribunal sobre asuntos relativos a medidas impositivas. En este caso, se refiere al impuesto establecido por la Ley 15/2012 que gravó a los productores de energía eléctrica con un 7% sobre el valor de la producción. Esta excepción sí fue admitida por el Tribunal arbitral del CIADI, considerando que no tenía jurisdicción para conocer de la reclamación en lo relativo a este impuesto. Para argumentar esto partió de la base de que no se acreditó suficientemente que el Estado español actuase de mala fe con el establecimiento del gravamen y, además, de que en el artículo 21.1 del TCE se indica:
A no ser que se disponga lo contrario en el presente artículo, no existe disposición alguna en el presente Tratado que establezca derechos o imponga obligaciones con respecto a las medidas impositivas de las Partes Contratantes.
La quinta excepción realizada por el Estado español también versa sobre el impuesto descrito. En este caso, se basa en el artículo 21.5.b), donde se explica que de considerarse que un impuesto constituye una medida expropiadora las partes someterán primero la cuestión a la Autoridad Fiscal Competente. Para cumplir con este requisito, el Tribunal consideró suficiente con someter la cuestión a la Autoridad Fiscal Competente del Estado demandado, que en este caso era el Ministerio de Hacienda. Por ello, las empresas demandantes realizaron al respecto dos comunicaciones previas al Estado español. Una primera se envió al Ministerio de Hacienda, pero en ella no se nombraba el TCE ni que el impuesto fuese una medida expropiadora, sino que solo se mostraba una cierta preocupación por el mismo. Mientras, la segunda fue dirigida al Presidente del Gobierno sin que se acreditase que este fuese una Autoridad Fiscal Competente. Es por eso que esta excepción también fue estimada y el Tribunal decidió no entrar a valorar sobre si el impuesto introducido por la Ley 15/2012 se trataba o no de una medida expropiadora.
La última de las excepciones alegadas por el Reino de España encuentra acogida en el artículo 26.2 TCE, donde se exige la espera de un plazo de tres meses desde la solicitud de una solución amigable por cualquiera de las partes. Así pues, en este caso, el Estado español alegó que no se cumplió con este plazo. En cambio, a juicio del Tribunal, quedó acreditado el cumplimento del plazo debido a que las empresas demandantes remitieron dos cartas con carácter previo, haciendo referencia a la controversia y solicitando una solución amigable. Por lo tanto, esta excepción procesal no fue admitida.
En cuanto a las cuestiones de fondo, la reclamación versó sobre una inversión de 126,2 millones de euros que las empresas demandantes realizaron en España en energía solar en 2007, ampliándola en 2011. Debido a los cambios normativos que sufrió el sector eléctrico en España perdieron buena parte de su inversión, por lo que estas empresas interpusieron demanda ante el Tribunal del CIADI en base a una vulneración de los artículos 10 y 13 TCE. Estos artículos implican la prohibición de denegar un trato justo y equitativo a las inversiones, no favorecer la creación de condiciones estables, equitativas, favorables y transparentes, someterlas a medidas exorbitantes o expropiarlas. Si bien esto implicaría cuatro reclamaciones distintas, por un tema de economía judicial, el Tribunal estableció que la cuestión clave era la de garantía de un trato justo y equitativo y que resolviendo esta quedaría solucionada la controversia.
Así pues, en lo relativo a esta reclamación, el Tribunal, en primer lugar, aclaró que el TCE no impedía a los Estados contratantes cambiar su normativa interna, pero sí protegía a los inversores frente a cambios «totales e irrazonables» (párrafos 362 y 363). A mayores, el principio de trato justo y equitativo debe brindar un marco legal que fomente la cooperación a largo plazo, aumentando la estabilidad. A este elemento de estabilidad el Tribunal le concedió una especial importancia. Así, en el párrafo 382 expone:
Teniendo en cuenta el contexto, objeto y fin del TCE, el Tribunal concluye que la obligación que establece el Artículo 10(1) de otorgar trato justo y equitativo necesariamente conlleva una obligación de proporcionar estabilidad fundamental en las características esenciales del régimen legal en el que se basaron los inversores al realizar inversiones a largo plazo. Esto no quiere decir que los regímenes regulatorios no puedan evolucionar. Claramente pueden hacerlo […]. Sin embargo, la obligación contenida en el Artículo 10(1) de otorgar trato justo y equitativo significa que los regímenes regulatorios aplicables a las inversiones existentes no se pueden alterar radicalmente de manera tal que se prive a los inversores que invirtieron en base a dichos regímenes del valor de su inversión.
Así pues, de lo expuesto se extrae que para el Tribunal arbitral del CIADI la clave del asunto radica en si el cambio legislativo de la reforma eléctrica española era o no de suficiente entidad como para privar a las demandantes de su inversión –o de una parte importante– y suponer una variación normativa radical.
En este caso, se consideró que la demandada incumplió el artículo 10.1 TCE debido a los cambios normativos introducidos con la reforma eléctrica; a pesar de que desde el Estado español se alegó que los demandantes solo tenían derecho a una rentabilidad razonable de su inversión. Rentabilidad esta que la nueva normativa también garantizaba. En cambio, el Tribunal criticó que la nueva remuneración no incluía los costes reales –incluido el servicio de la deuda– de las plantas de energía solar y mostró serias reservas con el cálculo de los costes para lo que el Estado español consideró una planta eficiente y bien gestionada.
Además, también consideró como retroactivo el cambio normativo –párrafos 400 a 402– sobre la base de que la nueva retribución tenía en cuenta las retribuciones pasadas que pudiesen ser excesivas. Pese a eso, debido a que las plantas de energía solar de las demandantes afectadas estuvieron muy poco tiempo operativas antes de la reforma eléctrica, el Tribunal no profundizó más en este punto, ya que apenas incidía en el caso analizado.
En cambio, el Tribunal se mostró más crítico con el hecho de que el Estado español era o debía ser consciente, al promulgar tanto la nueva normativa como la anterior, de que en este sector el grueso de las inversiones se concentra en los primeros años, por lo que las instalaciones cuentan con un alto grado de apalancamiento financiero. Por ello, con la reforma eléctrica, las inversiones de las empresas demandantes se vieron notablemente dañadas.
Así pues, con estos razonamientos el Tribunal arbitral del CIADI estimó la demanda de Eiser Infrastructure Limited y Energia Solar Luxembourg, S.à.r.l. contra el Reino de España. Las empresas demandantes solicitaban la restitución del régimen legal bajo el cual efectuaron sus inversiones –siendo esto rechazado– o, alternativamente, una compensación por daños cifrada en un primer informe en 209 millones de euros. Mientras, un segundo informe de las demandantes –desechado por el tribunal– cifraba la indemnización en 256 millones de euros. Volviendo al primer informe, esos 209 millones fueron divididos en 13 millones por pérdidas históricas y 196 millones por pérdidas de flujos de caja futuros. Sobre las pérdidas históricas el Tribunal arbitral se declaró incompetente para resolver. Mientras, sobre la partida relativa a los flujos de caja futuros determinó que solo quedaron suficientemente acreditados unos daños por valor de 128 millones de euros. Así, fue esta última cantidad con la que se condenó al Estado español a indemnizar a las demandantes, más unos intereses del 2,07% compuesto mensual, a contar desde el 20 de junio de 2014 –cerca de unos 10 millones de euros más, una vez liquidados–. Dichos intereses ascendieron a un 2,50% compuesto mensualmente desde la fecha del laudo hasta el momento de pago. En cuanto a las costas procesales, el Tribunal declaró que debían ser sufragadas a partes iguales.
Tras esta resolución, desde el Estado español incluso se buscó su anulación debido a un presunto conflicto de intereses de uno de los árbitros (3).
A lo largo de la exposición realizada se ha puesto de manifiesto la existencia de dos tipos distintos de tratamiento jurídico para las reclamaciones efectuadas contra el Estado español por la reforma eléctrica.
En lo referente al tratamiento jurídico otorgado por los tribunales españoles, el concepto clave es el de riesgo regulatorio. Este implica la posibilidad de que las normas básicas de un sector regulado varíen y frustren las estrategias de operadores privados. La jurisprudencia del Tribunal Supremo, que ha sido la que ha desarrollado el concepto, añadió como implicaciones del mismo que, en los sectores donde esté presente, los principios de seguridad jurídica y confianza legítima no desplegarán gran parte de sus efectos. En base a este razonamiento, las demandas presentadas en tribunales nacionales por operadores privados contra el Estado español basadas en los daños producidos por la reforma eléctrica fueron mayoritariamente desestimadas. Si bien, se debe manifestar que, en algunos puntos, determinados magistrados del Tribunal Supremo y del Tribunal Constitucional mostraron su disconformidad con el criterio general mediante votos particulares.
Por su parte, en el plano internacional, el TCE aparece como protector de los inversores extranjeros, dando una vía distinta a la de los tribunales españoles. Esta es la vía del arbitraje internacional, que se puede ejercer ante el CIADI, solicitando un único árbitro o un tribunal arbitral ad hoc establecidos en virtud del Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil, o, como última posibilidad, ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo.
Delante del CIADI es donde están interpuestas la mayoría de reclamaciones efectuadas contra el Estado español, convirtiéndole en uno de los países más demandados ante este órgano –con la reputación negativa que eso implica–. Esta institución ha notificado el pasado 4 de mayo de 2017 el laudo arbitral de referencia ARB/13/36 de 26 de abril de 2017 que enfrentaba a las empresas Eiser Infrastructure Limited y Energia Solar Luxembourg, S.à.r.l. contra el Reino de España. En esta resolución el Tribunal afirmó que la reforma eléctrica española iba en contra de los compromisos adquiridos en el TCE. En concreto, consideró incumplido el compromiso de otorgar un trato justo y equitativo a los inversores –artículo 10.1 TCE– ya que, según este Tribunal, la variación legislativa ha sido irracional y de una dimensión suficiente como para privar en buena parte a las demandantes de su inversión. Pese a esto, no estimó íntegramente la demanda, ya que moduló ligeramente a la baja el montante de compensación por daños solicitada.
De este modo, un hecho idéntico –una inversión en el sector de las energías renovables al amparo de una legislación que ha cambiado radicalmente– se encuentra con consecuencias jurídicas muy dispares en función de si los actores son nacionales españoles o no. Incluso entre las propias empresas nacionales hay diferencias, ya que aquellas que realizaron sus inversiones a través de sus filiales extranjeras sí pueden acudir al arbitraje internacional. Esto se debe a que el TCE solo analiza que la mercantil se constituya conforme a la legislación de un país signatario, pero no introduce criterio económico alguno, como puede ser el de control por parte de una sociedad residente en otro país. Un ejemplo sería el de la mercantil Isolux, que, aunque no acudió al CIADI, sí lo hizo al Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo. También Abengoa presentó demanda ante este órgano.
Esta dualidad de derecho aplicable pone de manifiesto la existencia de un entramado administrativo supranacional y de marcado carácter económico, carente de legitimidad democrática. Algún autor (González García, 2015: 8-9) advierte de la existencia de una soberanía supranacional de la que se destacan tres características clave:
El carácter difuso de este «soberano», ya que se encuentra en muy distintos lugares y diversificado en una pluralidad de agentes. No existe una única sede ni un único órgano al que poder dirigirse.
Tiene la capacidad suficiente para afectar al entramado organizativo nacional, condicionando la toma de decisiones interna de cada país.
Tiene un carácter privado, velando por los intereses de las corporaciones que actúan en la economía globalizada, y dejando en segundo plano los intereses sociales.
Así pues, es por eso que resulta muy complicado introducir reformas normativas que afecten a los intereses de este «soberano supranacional» sin tener que pagar un elevado peaje por ello, que, en el caso de España, se puede concretar en las responsabilidades pecuniarias impuestas por el Tribunal de Arbitraje del CIADI.
Otros autores también han tratado esta temática incluso antes de que el CIADI publicase el laudo arbitral ARB/13/36 de 26 de abril de 2017 aquí comentado (López Rodríguez, A. M. y Navarro Rodríguez, P., 2016: 211-213). Pese a ello, las conclusiones que extraen no son muy dispares y también se alerta de los efectos discriminatorios del distinto tratamiento dado a los productores de energías renovables en función de si acuden a los tribunales nacionales o internacionales. Además, en ese último caso se señala que los tribunales arbitrales internacionales también presentan la ventaja de su mayor celeridad a la hora de resolver los asuntos que se les plantean. Para resolver las diferencias existentes entre la normativa nacional, la internacional e incluso la europea, esta doctrina plantea la posibilidad de avanzar en un Derecho Administrativo Global que evite contextos de poliarquía normativa como el que en la actualidad se vive en el campo de las energías renovables.
Por último, es obligado indicar que con posterioridad al laudo arbitral que ha centrado este estudio, el Estado español ha obtenido otros laudos en los que, nuevamente, se le condenaba a pagar indemnizaciones a inversores. Estos se corresponden con los asuntos del CIADI Masdar Solar & Wind Cooperatief U. A. vs. El Reino de España (No. ARB/14/1) y Antin Infrastructure Services Luxembourg S.à.r.l. & Antin Energia Termosolar B. V. vs. Reino de España (No. ARB/13/31), y con el asunto del Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo Novenergia II – Energy & Environment (SCA) (Gran Ducado de Luxemburgo), SICAR vs. Reino de España (No. 2015/063).
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(1) Sobre esto se puede ver: https://elpais.com/economia/2017/11/10/actualidad/1510308759_155521.html [Fecha de consulta: 6 de abril de 2018].
(2) Por ejemplo, en el caso del Real Decreto-Ley 2/2013 han sido instituciones como la Junta de Andalucía o la Xunta de Galicia las que elevaron al Tribunal Constitucional sendos recursos de inconstitucionalidad.
(3) Sobre esto se puede ver: http://ciarglobal.com/espana-busca-la-anulacion-del-arbitraje-con-eiser/ [Fecha de consulta: 17 de abril de 2018].