Source: http://laadministracionaldia.inap.es/noticia.asp?id=1509961
Timestamp: 2020-05-27 22:24:11
Document Index: 187928300

Matched Legal Cases: ['artículo 33', 'artículo 33', 'artículo 12', 'artículo 17', 'artículo 14', 'artículo 21', 'artículo 14', 'artículo 42', 'artículo 33', 'artículo 17', 'artículo 2', 'artículo 64', 'artículo 18', 'artículo 37', 'artículo 33', 'artículo 18', 'artículo 33', 'artículo 53', 'artículo 33', 'artículo 55', 'artículo 33', 'artículo 33', 'artículo 55', 'artículo 42', 'artículo 33', 'artículo 33', 'artículo 33', 'artículo 17', 'artículo 33', 'artículo 38', 'artículo 42', 'artículo 33', 'artículo 36', 'artículo 7', 'artículo 22']

EDICIÓN DE 26/09/2019
El presente trabajo tiene por objeto examinar de forma exhaustiva el contenido del derecho de acceso de productores de energía renovable a las redes de electricidad. La puesta a disposición de las infraestructuras de red a los distintos generadores de electricidad es una garantía efectiva de apertura del mercado eléctrico, ya que la red constituye un recurso básico para la oferta de bienes en un sector económico estratégico como es el eléctrico.[…]
Alejandro D. Leiva López es Investigador POSTDOCTORAL en la Universidad de Almería
RESUMEN. El presente trabajo tiene por objeto examinar de forma exhaustiva el contenido del derecho de acceso de productores de energía renovable a las redes de electricidad. La puesta a disposición de las infraestructuras de red a los distintos generadores de electricidad es una garantía efectiva de apertura del mercado eléctrico, ya que la red constituye un recurso básico para la oferta de bienes en un sector económico estratégico como es el eléctrico.
El marco regulatorio vigente ha coadyuvado a interpretar este derecho haciendo prevalecer los intereses de seguridad en la operación de las infraestructuras de red sobre el propio derecho de acceso, como así lo demuestran los numerosos conflictos de acceso planteados contra las denegaciones de acceso provenientes de los gestores de red. Sin embargo, la autoridad reguladora nacional, en su labor de resolución de conflictos de acceso a las redes, ha contrarrestado esta situación a través de interpretaciones favorables al derecho de acceso.
Así pues, examinamos el derecho de acceso desde la propia casuística de conflictos de acceso planteados al regulador, con especial atención al período 2016-2018. Además, tratamos de contextualizar la interpretación de este derecho atendiendo al actual escenario regulatorio y al horizonte energético inmediato.
La electricidad es un bien de carácter esencial, insustituible para las familias y la industria, que, independientemente de su calificación legal, contiene elementos de bien público (principios de no exclusión y no rivalidad). Este producto(1) es generado por muy variadas fuentes de energía primaria (hidráulica, nuclear, térmica, fuerza del viento, radiación solar) en unas plantas de generación eléctrica que disponen de tecnologías de transformación. Así, la electricidad es un vector energético cada vez más dominante y presenta una importancia social y económica que la convierten en la piedra angular de los principales sectores económicos(2).
El mercado eléctrico representa un modelo estratégico de actividad industrial en el que las infraestructuras en red juegan un papel protagonista. Éstas son las denominadas redes de transporte y distribución de electricidad; esto es, instalaciones de importante valor estratégico que van a permitir que el producto (la electricidad) llegue en condiciones de calidad y seguridad de suministro a las zonas de consumo (viviendas o industria)(3). Con frecuencia se utilizan expresiones como “redes de infraestructura” o “infraestructuras en red” para referirse a estas redes de electricidad que necesitan de soportes físicos organizados de una determinada forma. Así, la idea de red es consustancial al concepto de infraestructura, es decir: todas las infraestructuras son redes o se encuentran conectadas a una red(4).
No solo se observan infraestructuras en red en el sector eléctrico, sino también en otros sectores estratégicos: gasista, ferroviario, aéreo, por citar algunos. Existiendo también unas empresas propietarias y gestoras de estas instalaciones. Por ello, es admitida la denominación común de estas empresas como <<sociedades reguladas de infraestructuras estratégicas>>, especialmente para hacer referencia a aquellas que ostentan la titularidad unitaria de las redes de transporte mayorista(5).
Las redes eléctricas son conexiones físicas de paso obligado para los agentes que quieren comerciar con el producto que generan en sus centrales eléctricas. Además, la red sirve a una pluralidad de agentes con prestaciones homogéneas y despliega su funcionalidad cuando la atención conjunta es más eficiente que la individual; esto es, cuando el servicio o producto (en este caso, la electricidad) es suficientemente intercambiable u homogéneo(6).
Son instalaciones que, al estar entrelazadas, presentan una capacidad de transmisión limitada, lo que provoca, como vemos de forma exhaustiva en el presente estudio, la existencia de conflictos de acceso a las mismas. En este punto, vemos que existen sociedades mercantiles que ostentan la titularidad de estas infraestructuras estratégicas energéticas, las cuales van a decidir en cada momento la capacidad de transmisión de las redes.
Así pues, el presente trabajo tiene por objeto analizar los más controvertidos criterios utilizados por estas empresas gestoras de redes de electricidad a la hora de conceder a los productores acceso a sus infraestructuras, lo que ha cristalizado en numerosos planteamientos de conflictos de acceso ante la autoridad reguladora nacional, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante, CNMC).
Asimismo, examinamos los recientes cambios regulatorios previstos en el Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre , de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores (en adelante, RD-ley 15/2018)(7), así como otras reformas y acontecimientos que están por llegar, dedicando especial atención a la propuesta de Real Decreto de acceso y conexión que actualmente se encuentra en tramitación y que, de aprobarse, va a conducir a un nuevo escenario en materia de acceso a las redes de electricidad.
II. EL ACESO DE TERCEROS A LA RED ELÉCTRICA (ATR)
El Acceso de Terceros a la Red (en adelante, ATR), reconocido en su versión inglesa como Third Party Access (TPA), es concebido, con carácter general, como aquel proceso de conexión y acceso de suministradores y generadores a las redes de transporte y distribución de electricidad.
La normativa distingue claramente entre, de un lado, el derecho a estar conectado a un punto específico de la red (derecho de conexión) y, de otro, el derecho a tener acceso o a usar la red en las condiciones legales definidas (derecho de acceso). Así pues, el presente estudio convierte en objeto de análisis esta segunda acepción del ATR y, específicamente, en relación con el derecho de acceso de instalaciones de generación a las redes de transporte y distribución de electricidad.
El derecho de acceso aparece como la piedra angular de un sector eléctrico liberalizado, ya que la apertura del mercado depende de la puesta a disposición de las redes de electricidad a los distintos operadores que participan del mercado, quienes actuarán en un sistema de red único(8).
El legislador ha querido otorgar un carácter fundamental al derecho de acceso, pues la propiedad ostentada sobre las redes no debe garantizar su uso exclusivo. De esta forma todos los agentes deben tener la posibilidad de hacer transitar su producto (la energía eléctrica) a través de las redes de las que no son propietarios(9).
El derecho de acceso, en su configuración actual, está inspirado en la doctrina anglosajona de los recursos esenciales (Essential Facilities), que a su vez proviene del Antitrust Law originado en la Ley Federal antimonopolios de 1890(10). Esta doctrina sostiene que el agente que ostenta la titularidad del recurso esencial debe permitir su uso a otros agentes. Así, en relación con el objeto del presente estudio, encontramos un agente transportista o distribuidor que debe permitir el uso del recurso esencial (la red eléctrica) al agente productor de energía eléctrica, contribuyendo así a la formación de un mercado eléctrico basado en la libre competencia entre generadores.
La red eléctrica es un recurso básico para la oferta de bienes o servicios en un sector económico estratégico como es el eléctrico. Vemos, así, que la red aparece como un recurso esencial cuyos titulares explotan en régimen de monopolio natural. Por tanto, la confluencia de varios agentes sobre la actividad de red en régimen de libre competencia daría lugar a ineficiencias económicas(11). Los principios de red única y monopolio natural van a impedir que exista una duplicidad física de redes de electricidad recorriendo en paralelo, pues esta duplicidad no sería factible desde el punto de vista económico(12). En este contexto, debemos entender el ATR como un mecanismo liberalizador que supone el contrapunto al régimen de monopolio natural que caracteriza a este recurso esencial: la red eléctrica.
La Ley 24/2013, de 26 de diciembre , del Sector Eléctrico (en adelante, LSE)(13) define en su artículo 33 el derecho de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad. Si bien cabe significar que, de conformidad con lo establecido en su disposición transitoria undécima, este precepto no entrará en vigor hasta que se configure una norma de desarrollo reglamentario sobre las condiciones de acceso y conexión a las redes. A lo que hay que añadir que ésta se encuentra actualmente en fase de tramitación y es previsible que sea aprobada en el primer trimestre del año 2019 (en adelante, propuesta de RD de acceso y conexión). Esta propuesta trata de poner fin a la dispersión normativa existente y de reducir trabas administrativas no justificadas al acceso en materia de plazos y requisitos, así como también busca agilizar los procedimientos de acceso admitiendo la tramitación conjunta de las solicitudes de acceso y conexión. Además, la propuesta de RD de acceso y conexión va a impulsar la cooperación entre los gestores de las redes de electricidad para favorecer así la incorporación de las emergentes modalidades de generación distribuida y autoconsumo actuales.
Por ello, de conformidad con lo establecido en la disposición transitoria séptima de la LSE(14), el marco jurídico definido en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (en adelante, LSE de 1997)(15) sigue vigente. Asimismo, los distintos hitos procedimentales en materia de acceso han sido contemplados en la siguiente normativa reglamentaria: 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 (en adelante, RD 1955/2000)(16); Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre , por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia (en adelante, RD 1699/2011)(17); Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre , por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica (en adelante, RD 1047/2013)(18); Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre , por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica (en adelante, RD 1048/2013)(19); Real Decreto 413/2014, de 6 de junio , por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (en adelante, RD 413/2014)(20); y Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre , por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo(21). Además, existen unos Procedimientos de Operación (P.O.) para concretar aspectos técnicos del acceso a la red de transporte de electricidad, los cuales aún deben ser desarrollados en sede de distribución.
Por tanto, solo queda esperar que la propuesta de RD de acceso y conexión sea definitivamente aprobada, pues han sido varios los intentos pasados fallidos (en 2007, 2009 y 2013). Se trata de un cambio regulatorio muy necesario para el sector, ya que mejoraría sustancialmente la dispersión normativa actual. Siendo además previsible que, en un futuro inmediato, esta normativa deba adecuarse a las propuestas legislativas e iniciativas no legislativas contenidas en el Paquete de Invierno Energético (el conocido como Winter Package)(22), el cual se prevé que vea luz verde a partir del primer semestre del año 2019.
III. LOS CONFLICTOS DE ACCESO DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN RENOVABLE A LAS REDES DE ELECTRICIDAD
Los conflictos de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad planteados por los distintos operadores afectados van a ser resueltos por la CNMC, de conformidad con lo dispuesto en los todavía vigentes artículos 38.3 y 42.4 LSE de 1997, lo que se mantendrá vigente hasta que el artículo 33 LSE de 2013 sea de aplicación. En este mismo sentido aparece en los artículos 53.8 y 62.8 RD 1955/2000, así como en el artículo 12.1.b) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia(23). Por su parte, el artículo 17 de la propuesta de RD de acceso y conexión también se refiere a este punto.
A mayor abundamiento, la aprobación de la resolución emitida por la CNMC corresponde, según lo dispuesto en el artículo 14 de la Ley 3/2013, a su Consejo. Y, en particular, como establece el artículo 21.2.b), esta competencia recae en la Sala de Supervisión Regulatoria. Todo ello, previo informe de la Sala de Competencia, de conformidad con lo establecido en el artículo 14.2.i) del Real Decreto 657/2013, de 30 de agosto, por el que se aprueba el Estatuto Orgánico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante, RD 657/2013)(24).
La razón de ser de esta atribución de competencia a la CNMC pasa por aceptar que el acceso tiene que ver con la formación de un mercado eléctrico y que la Administración General del Estado (en adelante, AGE) tiene un interés propio en lo relativo al flujo o tránsito de electricidad a través de las redes. Todo ello bajo la premisa de que la CNMC es definida por el artículo primero del RD 657/2013 como un <<[] organismo público [] con personalidad jurídica propia y plena capacidad pública y privada, adscrito al Ministerio de Economía y Competitividad []>>.
Así, la CNMC asume una competencia revisora a la hora de resolver conflictos de acceso a las redes de electricidad. Se trata de una revisión de los criterios que los gestores emplean para valorar la capacidad de la red a la hora de denegar acceso a sus infraestructuras. La resolución de la CNMC persigue controlar la legalidad de las decisiones tomadas por los gestores de red y va a tener carácter vinculante. Además, cabe subrayar que estas decisiones del regulador estarán sometidas al control jurisdiccional(25).
Específicamente, en relación con el acceso de generadores a la red de transporte, cabe significar que no podrían ser objeto de revisión ante la CNMC aquellas decisiones controvertidas, anteriores al primer pronunciamiento del gestor de la red de transporte y operador del sistema (Red Eléctrica de España), que provengan del Interlocutor Único de Nudo (IUN)(26). Así, vemos que es competencia del gestor pronunciarse en primera instancia sobre el reparto de capacidad y la posible prioridad de acceso de potencia de unas instalaciones sobre otras, de manera que solo contra la resolución de éste cabe interponer conflicto de acceso. Vemos, p.ej., que si varios agentes generadores quieren acceder a un mismo nudo de la red y, tras reuniones convocadas por el IUN, no llegan a un acuerdo acerca de la potencia que va a evacuar cada proyecto y del posible carácter prioritaria de alguno de ellos, no cabría la posibilidad de que algún solicitante afectado plantease conflicto de acceso ante la CNMC, al menos hasta que el gestor de la red de transporte (REE) se pronunciase sobre tal situación controvertida(27).
Tampoco podrán ser objeto de revisión ante el regulador las decisiones anteriores al pronunciamiento del gestor que provengan de órganos administrativos y administraciones públicas, de manera que para estos casos solo sería admisible utilizar el recurso administrativo que corresponda en cada caso. Por lo que, p.ej., las controversias suscitadas en torno a la admisión del resguardo sobre la garantía económica previa al procedimiento de obtención de permisos de acceso no pueden ser objeto de conflicto ante la CNMC(28). Aunque en este punto cabría exigir cierta responsabilidad al órgano administrativo implicado, pues la dilación en su respuesta podría provocar que otros promotores ocupen las posiciones en el nudo que ya habían sido solicitadas por el generador afectado. Por ello, es exigible que la demora en la contestación por parte de los órganos administrativos esté suficientemente justificada y que atienda, al menos, las directrices definidas por el regulador sobre garantías económicas admitidas por la LSE y el RD 1955/2000(29).
Por otro lado, la CNMC tendrá atribuida competencia para resolver los conflictos de conexión a la red de transporte y distribución de electricidad cuando la autorización de estas infraestructuras entre en la esfera competencial del Estado. Sin embargo, cuando esta competencia es atribuida a la Comunidad Autónoma (lo que sucederá cuando el régimen de aprovechamiento de las instalaciones no exceda del ámbito territorial autonómico), los conflictos van a ser resueltos por el órgano competente de la Comunidad Autónoma (específicamente, en relación con la red de distribución, véase el artículo 42.2 LSE de 1997). Este criterio ha venido aplicándose con el respaldo de una jurisprudencia consolidada(30), la cual defiende que la conexión va a estar estrechamente ligada a aspectos relativos a la seguridad de las infraestructuras. Esto justificaría la atribución de competencias a la autonomía, salvo que la red fuese de autorización estatal. Así, la jurisprudencia establece que las competencias autonómicas en materia de conexión responden al interés de estas administraciones en lo relativo a la autorización de infraestructuras de red cuyos elementos y régimen de aprovechamiento se limiten a su ámbito territorial autonómico.
Por su parte, el aún no vigente artículo 33 LSE de 2013 establece, en su apartado quinto, que la resolución de conflictos de conexión por parte de las Comunidades Autónomas requerirá un informe previo de la CNMC, que va a tener carácter vinculante en lo relativo a las condiciones económicas y a las condiciones temporales sobre calendarios de ejecución de instalaciones recogidas en la planificación de la red de transporte y en los planes de inversión de las empresas distribuidoras aprobados por la AGE. En este orden de cosas, algunas voces críticas han considerado que este carácter vinculante podría suponer una injerencia en las competencias ejecutivas atribuidas a las Comunidades Autónomas. Sin embargo, el Tribunal Constitucional (Sentencia 32/2016, de 18 de febrero(31)) ha descartado esta posibilidad, esgrimiendo que esa intervención vinculante de la CNMC estaría justificada por el estricto carácter estatal que presentan la planificación de las redes y su régimen económico. Además, cabe añadir que el ejecutivo ha incluido este informe vinculante en el artículo 17.3 de la propuesta RD de acceso y conexión.
Por último, cabe subrayar que la CNMC ha inadmitido en numerosas ocasiones solicitudes de resolución de conflictos de acceso a la red de distribución por no incluir referencias a cuestiones sobre capacidad de la red(32), ya que ello implica, en realidad, su calificación como conflicto de conexión. Por tanto, en estos casos se podrán trasladar las peticiones de resolución de conflictos de conexión a las Comunidades Autónomas, siempre que las redes en cuestión no excedan del ámbito territorial de la autonomía y, por tanto, no sean de autorización estatal.
2. Casuística de conflictos en las distintas etapas
La normativa sobre ATR ha hecho prevalecer la seguridad en la operación de las redes de electricidad sobre los principios inspiradores del derecho de acceso de terceros a las redes en el marco de un mercado liberalizado. Para contrarrestar esta regulación limitadora del derecho de acceso, la CNMC ha venido interpretando la normativa en sentido favorable a las peticiones de acceso a las infraestructuras de red.
Entre los años 2007 y 2008, la CNMC ha resuelto un elevado número de conflictos de acceso, con motivo de la masiva penetración de instalaciones de generación basada en fuentes de energía renovable (especialmente tecnología fotovoltaica). Lo que a su vez tuvo lugar como consecuencia del modelo de ayudas para el régimen especial (tecnología renovable) definido en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (en adelante, RD 661/2007)(33), el cual configuraba unas tarifas reguladas muy generosas para generadores renovables(34).
A partir del año 2009, como consecuencia del cuantioso déficit tarifario que estaba teniendo lugar y de la amenaza que ello suponía para la sostenibilidad económica del sistema(35), comienzan a modificarse a la baja las tarifas reguladas del régimen especial, para finalmente proceder a su suspensión (año 2012) y supresión definitiva (año 2013)(36). En este contexto, se reduce significativamente la instalación fotovoltaica y termosolar, lo que cristaliza en un menor número de conflictos de acceso planteados ante la CNMC. Aunque, a pesar de esta bajada de tarifas, las instalaciones eólicas, al ser más competitivas en aquel momento que las tecnologías termosolar y fotovoltaica en un modelo sin incentivos, siguen implantándose. De esta forma, los recortes retributivos(37) trajeron consigo un escenario de conflictos de acceso planteados en su mayoría por promotores eólicos, y específicamente conflictos de acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte, debido a la elevada potencia que presentan, generalmente, los parques eólicos.
Así pues, dedicamos este trabajo a analizar la casuística de conflictos suscitados durante el auge renovable y en un espacio temporal posterior en que comienzan a recortarse las ayudas a generadores y, por tanto, se reducen significativamente los planteamientos de conflicto de acceso. Con especial énfasis en la más reciente conflictividad relativa al período 2016-2018.
2.2. La conflictividad tras la aprobación del RD 661/2007
El RD 661/2007 dispuso que una vez alcanzado el 85 % del objetivo de potencia en cada tecnología renovable, la Administración fijaría un plazo máximo para acogerse a la modalidad de tarifa regulada mediante la inscripción en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial. Para el caso de la tecnología fotovoltaica, este objetivo se cumplió en tan solo tres meses, y en este momento la Administración fijó un plazo de un año para formalizar las inscripciones. Esta regulación ocasionó que se disparase la instalación fotovoltaica durante el año 2008 y, con ello, aumentó considerablemente la conflictividad planteada ante la Comisión Nacional de Energía (en adelante, CNE), que años después vino a ser sustituida por la actual CNMC(38).
Así, los conflictos que tuvieron lugar a partir de este marco regulatorio de apoyo masivo a la generación renovable se referían a cuestiones sobre capacidad de acceso a las redes de electricidad, llegando a resolverse más de cuarenta conflictos de acceso en el período 2007-2008(39). Vemos, seguidamente, una radiografía de esta casuística de conflictos de acceso a la red planteados por generadores renovables(40):
-Denegación de acceso por no cumplirse con el criterio definido en el artículo 2.c.1.º del Anexo XI del RD 661/2007. El precepto citado disponía que <<En relación con la potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción en régimen especial o conjunto de instalaciones que compartan punto de conexión a la red, se tendrá en cuenta los siguientes criterios, según se realice la conexión con la distribuidora a una línea o directamente a una subestación: 1º Líneas: la potencia total de la instalación, o conjunto de instalaciones, conectadas a la línea no superará el 50 por ciento de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto>>.
En este punto, las distribuidoras venían denegando solicitudes de acceso a generadores, esgrimiendo que el conjunto de instalaciones conectadas a la línea de distribución ocuparía más de ese 50 % de la capacidad térmica de diseño de la línea en el punto de conexión. Lo que favorece a la seguridad en la operación de la red de distribución. Sin embargo, la CNE ha considerado que dejar ese 50 % de capacidad de la línea libre, sin ocupar, supone una interpretación restrictiva del derecho de acceso. Por ello, y para favorecer el acceso, el regulador dispuso que este límite del 50 % de la capacidad de la línea se aplicaría solo atendiendo a la instalación solicitante por sí sola, y no al conjunto de instalaciones que acceden a un punto de la red.
-Denegación de acceso por incumplimiento del criterio definido en el apartado 4.3.2 del Procedimiento de Operación 1.1. sobre “Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico”.
Este criterio fue utilizado por las distribuidoras para denegar el acceso a instalaciones de producción que en condiciones de explotación de la red con fallos (contingencia N-1) ocasionaran en algún momento sobrecargas en la red de distribución. La CNE, por su parte, se opuso a la aplicación de este criterio para denegar acceso a la red de distribución, aduciendo que el Procedimiento de Operación en cuestión está previsto exclusivamente para ser aplicado a procedimientos de acceso a la red de transporte de electricidad, y no en sede de distribución. Por este motivo, el regulador decidió aplicar un criterio más favorable al derecho de acceso reconocido al productor renovable, el cual pasa por entender que solo es posible denegarle el acceso cuando las instalaciones en condiciones normales de explotación de la red sin fallos ocasionaran en algún momento sobrecarga en la red de distribución; esto es, solo cabría limitar el derecho de acceso cuando haya sobrecargas sin existir contingencias de carácter simple (N-1).
-Denegación de acceso por incumplimiento del criterio establecido en el apartado 10 del Anexo XI del RD 661/2007 (que se mantiene vigente en el RD 413/2014, y específicamente en el apartado 9 del Anexo XV).
Este citado precepto dispone que <<[] la capacidad de generación de una instalación o conjunto de instalaciones que compartan punto de conexión a la red no excederá de 1/20 de la potencia de cortocircuito de la red en dicho punto>>.
En base a este criterio, los distribuidores solían denegar el acceso a generadores al no considerar la potencia en el punto de conexión, sino en un ámbito más amplio donde entrasen más instalaciones sobre las que hacer el análisis de capacidad. Por su parte, la CNE decide interpretar favorablemente el criterio y emplear una noción estricta de punto de conexión, donde otras posibles instalaciones conectadas a la red queden fuera del análisis de capacidad.
-Denegación de acceso sin aportar estudio específico sobre capacidad. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 64 b) RD 1955/2000, la distribuidora tiene que fundamentar la eventual denegación de acceso por medio de un estudio de la capacidad de inyección simultánea en determinadas condiciones de consumo y disponibilidad de la red. Así, la CNE no ha admitido aquellas denegaciones de acceso de distribuidoras que no vengan acompañadas de este estudio.
-Denegación de acceso por impago de provisión de fondos en concepto de gastos para la realización del estudio de viabilidad por parte del gestor de la red de distribución. La CNE concluyó que la norma no prevé la obligación de aportación dineraria en concepto de realización de estudio de viabilidad, de manera que no procedería la denegación de acceso por este motivo.
2.3. La reducción y supresión de incentivos a las energías renovables. Nuevo escenario de conflictos en torno a la instalación eólica
Tras este escenario de apoyo a la generación renovable, la normativa comenzó a referirse al preocupante aumento del déficit tarifario. Así, en 2008 se reguló una preasignación retributiva para tecnología fotovoltaica, para posteriormente contemplar verdaderas reducciones de ayudas para todas las tecnologías que comenzaron con el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril , por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social(41).
En este contexto, la tecnología eólica desplazó a la fotovoltaica, pues solo aquélla fue capaz de competir con la generación de procedencia fósil sin el respaldo de un régimen retributivo tan generoso como el contemplado en el RD 661/2007. Así, la conflictividad en torno a la instalación eólica comenzó a cobrar protagonismo, y específicamente por las elevadas dimensiones que representaba su vertido de electricidad a la red. Ello provocó numerosos conflictos de acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte.
En relación con el número de conflictos resueltos en esta etapa, las bases de datos de la CNMC arrojan la siguiente información en relación a los conflictos de acceso a la red de distribución planteados por generadores renovables: dos conflictos de acceso en el año 2009, doce en 2010 y veinte en 2011. De los cuales la mitad se referían al acceso a distribución con influencia en la red de transporte, lo que requería la aceptabilidad del gestor de la red de transporte y operador del sistema (REE) en base a los límites de capacidad de producción definidos en la norma reglamentaria. De manera que la distribuidora denegaba habitualmente el acceso como consecuencia de los límites de capacidad que apreciaba el operador del sistema en base a determinadas magnitudes.
Así pues, los cambios regulatorios a la baja cristalizarían finalmente en la desaparición del denominado régimen especial, lo que tuvo lugar con ocasión de la aprobación del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio , por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico(42). Hasta la llegada finalmente de un nuevo régimen retributivo con el RD 413/2014. Ello mantenía el número de conflictos de acceso a la baja, como así se desprende de las memorias anuales del regulador: seis conflictos de acceso en 2012, uno en 2013, cinco en 2014 y cuatro en 2015. Refiriéndose la práctica totalidad de ellos al acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte.
En este período, la autoridad reguladora nacional se pronunció a favor del derecho de acceso desde varias perspectivas: negando el carácter vinculante de la planificación indicativa autonómica de las instalaciones de régimen especial; considerando que la mayor complejidad en la operación del sistema por la irrupción de tecnología no gestionable no puede constituir motivo de denegación de acceso; y disponiendo que existe una falta de validez temporal de los estudios de capacidad llevados a cabo por el gestor de la red de transporte para justificar límites a la capacidad de producción(43).
Destacadamente, la CNE emitió un informe en 2011 a favor del derecho de acceso. La resolución versaba sobre la aceptabilidad de las peticiones de acceso de generadores renovables a la red de distribución por parte del operador del sistema(44), lo que pivotaba en torno a la interpretación que debía realizarse del entonces vigente Anexo XI del RD 661/2007. Este informe reflejó la problemática fundamental que se daba en este período; esto es, la relativa al acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte.
En primer lugar, se previó la aceptabilidad del operador del sistema cuando solicitase acceso a distribución instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW. El artículo 18 del citado real decreto definía agrupación como el <<conjunto de instalaciones que se conecten en un mismo punto de la red>>. Así, la CNE optó por una interpretación estricta de agrupación, entendiendo “mismo punto” como el mismo tramo de la red de distribución, y no tanto, como venían sosteniendo las distribuidoras, en sentido amplio, como una misma área de influencia. Por tanto, al considerarse un ámbito más reducido, serían menos los supuestos en que se supere ese límite de 10 MW y, en consecuencia, menores los casos en que se requiera la aceptabilidad por parte del operador del sistema. Todo ello para dar mayores garantías al acceso de terceros a la red de distribución.
Esta doctrina, que se proyectó en varias resoluciones de conflictos de acceso, ocasionó un cambio normativo tendente, de nuevo, a reforzar la seguridad de las redes, en detrimento del derecho de acceso de terceros. Así, el RD 1699/2011 modificó el RD 661/2007 para convertir el concepto de agrupación en una nueva figura: la agregación. Esta reforma implicaba la aceptabilidad del operador del sistema cuando existiesen agregaciones de más de 10 MW conectadas a la red de distribución; entendiéndose ésta como un conjunto de generadores o agrupaciones de estos <<con afección mayoritaria sobre un mismo nudo de la red de transporte>>. Vemos, así, que desaparece la alusión a un “mismo punto”, que permitía alcanzar la interpretación favorable al derecho de acceso a la que nos hemos referido, para ser sustituido por otra más amplia: “mismo nudo”. Por tanto, a pesar de los intentos de la CNE de limitar la conflictividad en torno a la influencia del acceso a distribución sobre la red de transporte, la normativa comenzó a exigir la aceptabilidad en términos más amplios, ocasionando mayor casuística de solicitudes de acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte.
En segundo lugar, el Anexo XI del RD 661/2007 preveía la necesaria aceptabilidad del operador del sistema <<para instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW a conectar a la red de distribución>>. La expresión “a conectar” permitió que la CNE llevase a cabo, de nuevo, una interpretación favorable al derecho de acceso: entender que se tiene en cuenta solo la potencia de la nueva instalación, y no tanto la de instalaciones ya conectadas. También permitió a la CNE interpretar que las agrupaciones, para que exista influencia en la red de transporte, debían superar los 10 MW, excluyendo las ya conectadas en el punto al que se quiere acceder. Ello perseguía reducir la conflictividad en materia de acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte.
Esta doctrina también ocasionó un cambio en el RD 661/2007, operado por medio del RD 1699/2011. En este caso, la reforma se refirió a las agregaciones como <<el conjunto de generadores existentes o previstos, o agrupaciones de estos [] con potencia instalada mayor de 1 MW>>. Por tanto, se observa cómo toda instalación existente o prevista, o agrupaciones de éstas, de más de 1 MW con afección a un nudo de la red de transporte, se tendría en cuenta a efectos de entender superado el límite de 10 MW. Lo que impediría la interpretación favorable al derecho de acceso desarrollada hasta el momento por la CNE y, consecuentemente, una mayor conflictividad en torno a la aceptabilidad necesaria del operador del sistema.
Si bien el vigente RD 413/2014 simplifica la redacción del anterior RD 661/2007, y se va a referir solo al término agrupación(45).
2.4. La conflictividad en el período 2016-2018
A continuación, analizamos los conflictos de acceso de plantas de generación renovables a las redes de electricidad acontecidos en el período 2016-2018. De nuevo, acudimos a los datos ofrecidos por la propia CNMC en su portal web institucional: cuatro conflictos de acceso en el año 2016, siete en 2017 y seis en 2018. Específicamente, nueve de estos conflictos han sido planteados por productores eólicos, de los cuales tres han sido conflictos de acceso a la red de distribución y seis de acceso a la red de transporte. Por su parte, los generadores fotovoltaicos han planteado ocho conflictos de acceso, de los cuales cuatro se refieren a la conflictividad de acceso a la red de distribución y cuatro a la conflictividad en torno a la red de transporte.
Así pues, tratamos de esbozar una estructura lógica de cuestiones controvertidas que han dado lugar a planteamientos de conflictos de acceso en el período 2016-2018.
2.4.1. La red existente o planificada
La realidad práctica demuestra cómo agentes productores han solicitado a los gestores acceso a posiciones inexistentes de las redes de electricidad o que no forman parte de la planificación vigente de la red (véase la resolución del regulador relativa al expediente CFT/DE/002/16(46), en relación con el conflicto a la red de transporte planteado por eólico).
En relación con el acceso a la red de transporte, el artículo 37.2 LSE obliga al gestor de la red de transporte a observar los criterios para la concesión de acceso definidos en el artículo 33 LSE, el cual hace alusión al “punto concreto de la red de transporte existente o planificada”. Aunque la aplicabilidad de este precepto está condicionada a un desarrollo reglamentario que aún no ha tenido lugar, pues aún está tramitándose la propuesta de RD de acceso y conexión. Por este motivo, debemos acudir al artículo 18 RD 1047/2013, el cual establece, en sintonía con lo dispuesto en el artículo 33 LSE, que <<[] el gestor de la red de transporte sólo podrá otorgar permisos de acceso sobre la red de transporte existente y en servicio o bien sobre la red de transporte planificada>>. La red de transporte planificada es la contemplada en el <<Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020>>(47). Si bien cabe destacar que dicho precepto excluiría el otorgamiento de acceso sobre la red futura.
Por tanto, una red de transporte inexistente y no planificada constituye un motivo jurídico de denegación de las peticiones de acceso sobre ésta, que nada tiene que ver con posibles motivos técnicos relativos al estudio de capacidad que es necesario practicar, a posteriori, para determinar la viabilidad del acceso. El gestor solo entraría a valorar el acceso, a través de este estudio de capacidad, cuando sea solicitado sobre la red de transporte existente o planificada(48).
Así, solo en los casos en que procede esta evaluación de capacidad, y específicamente cuando no se disponga de capacidad suficiente para cumplir las condiciones señaladas por el solicitante de acceso de acuerdo con las condiciones de seguridad y funcionamiento de la red, el gestor de la red de transporte estaría obligado a hacer propuestas alternativas de acceso en otro punto de conexión o, si fuese posible, de realización de refuerzos necesarios en la red para eliminar la restricción de acceso (artículo 53.6 RD 1955/2000).
Por otro lado, en relación con el acceso a la red de distribución, el artículo 33 LSE también se refiere al “punto concreto de la red de distribución existente o incluida en los planes de inversión aprobados por la Administración General del Estado”. Este precepto aún no es de aplicación, pero ello no debe tener gran relevancia en la medida en que el RD 1048/2013 ya se refiere a que el crecimiento vegetativo de la demanda debe estar incluido en los planes de inversión.
En este orden de cosas, cabría preguntarse si estas restricciones de acceso por no existir red planificada pueden afectar al desarrollo normal de la actividad de generación. Si el Gobierno no modifica la planificación de la red, podrían darse serias dificultades de inclusión de nueva generación en el sistema en el medio y largo plazo, especialmente si observamos el horizonte inmediato con ocasión de las subastas de renovables de 2016 y 2017.
Por último, cabe subrayar que el RD-ley 15/2018 introduce una serie de mejoras que persiguen flexibilizar las exigencias de red de transporte planificada contenidas en el RD 1047/2013. Así, de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta, se van a considerar como planificadas <<[] hasta un máximo de posiciones equivalente al de una calle de acuerdo con la configuración de la subestación, adicionales a las existentes y a las incluidas en el documento de planificación de la red de transporte [] así como aquellas posiciones de la red de transporte que dejen de ser utilizadas por sus usuarios en las que se produzca la caducidad de los permisos []>>. De esta forma ya no sería necesario aprobar nuevas posiciones a través de complejas modificaciones de la planificación estatal cuando nos encontramos actuaciones puntuales cuyo coste de realización va a ser asumido por el propio generador. También se van a recuperar las posiciones que los titulares dejan de tener porque pierden los permisos en vigor.
Aunque este cambio no tiene por qué resultar satisfactorio, pues existen un conjunto de nudos en la red de transporte cuya ampliación física deviene imposible. Además, hay nudos en la red de transporte donde la capacidad está saturada. Por tanto, aunque esta medida favorable al derecho de acceso es bien recibida, podría no cumplir exactamente su misión en determinadas zonas geográficas. Por otro lado, deviene necesario que las solicitudes de acceso que no se puedan considerar, ni tan siquiera con estas nuevas posiciones adicionales, sean incorporadas en las propuestas de desarrollo de la red de transporte.
También la propuesta de RD de acceso y conexión, en su disposición adicional primera, reconoce posiciones adicionales, aunque en este caso hasta un máximo de dos posiciones en cada subestación existente o incluida en la planificación de la red de transporte. Asimismo, se van a recuperar las posiciones que dejen los titulares de derechos de acceso cuando estos caduquen. Así pues, habrá que esperar al contenido final de la norma reglamentaria, ya que el borrador accesible es anterior en el tiempo a la aprobación del RD-ley 15/2018.
2.4.2. Las instalaciones previstas o comprometidas
El apartado segundo de los artículos 38 y 42 de la LSE de 1997 establece que, como requisito principal, la concesión de acceso a la red de transporte y distribución de electricidad estará condicionada a que exista la capacidad necesaria, lo que se va a valorar en base a criterios de seguridad, regularidad y calidad de suministro definidos en la normativa reglamentaria. En este sentido, los artículo 55 (para transporte) y 64 (para distribución) RD 1955/2000 van a definir los criterios a aplicar a la hora de determinar si existe o no capacidad de acceso(49); y específicamente el Anexo XV RD 413/2014 va a definir unos criterios complementarios para el acceso de generadores renovables a la red(50). El generador tendría acceso o no a las redes dependiendo del nivel de congestión de la línea en cada momento.
En cualquier caso, a la hora de aplicar estos criterios habría que observar las instalaciones existentes en el punto sobre el que se solicita acceso. Y es aquí donde cabe preguntarse si las instalaciones aún no existentes deben tenerse también en cuenta a la hora de aplicar estos criterios para el cálculo de la capacidad de acceso. En otras palabras, se trata de ver si para este estudio de capacidad hay que considerar también las instalaciones previstas o comprometidas; esto es, aquellas que ya hubieran iniciado el procedimiento de acceso y obtenido alguno de los permisos.
En primer lugar, observamos que el estudio de capacidad que atienda a la generación prevista, y no solo a la existente, ya ha venido aplicándose, de conformidad con lo dispuesto en el apartado 5 del Anexo XV RD 413/2014, para el acceso renovable a la red de distribución con influencia en la red de transporte(51).
Pero esto parece chocar frontalmente con el denominado principio de inexistencia de reserva de capacidad a que se refiere el apartado tercero de los artículos 52 y 60 RD 1955/2000, los cuales establecen que las limitaciones de acceso a la red de transporte y distribución se resolverán <<[] sobre la base de la inexistencia en el sistema eléctrico español de reserva de capacidad de red, sin que la precedencia temporal en la conexión implique una consecuente preferencia de acceso []>>. Se trata de un principio cuya supresión está prevista en la propuesta de RD de acceso y conexión a que nos hemos referido.
Así pues, la casuística de conflictos de acceso planteados por generadores muestra cómo algunos solicitantes cuyas peticiones de acceso fueron denegadas han hecho prevalecer este principio de prohibición de reserva de capacidad para evitar que el gestor de la red considerase en el estudio de capacidad las instalaciones previstas. Pues de no hacer valer este principio, las garantías para el productor, en lo referido al cumplimiento de límites de potencia de cortocircuito, sería menores y, por tanto, sería menor la probabilidad de obtención del permiso de acceso.
Por todo lo expuesto, se viene reclamando desde hace mucho tiempo la supresión de este principio, precisamente para lograr sintonía entre el RD 1955/2000 y el RD 413/2014 y, por tanto, para conseguir que el criterio aplicado a generadores renovables que acceden a distribución también sea de aplicación para generadores (de mayor tamaño) que acceden directamente a la red de transporte. Pues de lo contrario, los productores de mayor potencia podrían tener menores limitaciones de acceso a la red que los de menor potencia.
Asimismo, también contribuiría a esta homogeneización de criterios el desarrollo reglamentario del artículo 33 LSE, y con ello su definitiva aplicación, en lo referido a la evaluación de la capacidad de acceso que atienda las instalaciones de producción ya comprometidas (apartado segundo del artículo 33 LSE).
Así pues, una precisa definición de instalaciones “previstas o comprometidas” permitiría adoptar criterios uniformes para todos los generadores que soliciten acceso a la red y acabar, así, con evidentes intereses enfrentados (véase el expediente CFT/DE/001/17 de la CNMC, en relación con un conflicto de acceso a la red de transporte planteado por eólico): de un lado, los gestores de red están interpretando como instalación comprometida, en aras de garantizar la seguridad de la red, aquella cuyos permisos de acceso y conexión están aún en tramitación, mientras que, de otro, los generadores reclaman un criterio estricto que impida considerar como instalación comprometida a aquella que aún no hubiera obtenido los permisos de acceso y conexión a la red, para evitar así posibles bloqueos de capacidad.
En este orden de cosas, la propuesta de RD de acceso y conexión y el RD-ley 15/2018 persiguen evitar posibles bloqueos de capacidad de generadores, ya que el precedente ha demostrado que ello responde a comportamientos especulativos. Para ello, se incrementa la cuantía de garantía económica a aportar de forma muy significativa, lo que podría disminuir eventuales bloqueos de capacidad de promotores ante la amenaza de perder avales de mayor cuantía.
2.4.3. El criterio de Contingencia N-1
En este período 2016-2018 siguen produciéndose denegaciones de acceso por incumplimiento del criterio de contingencia N-1; esto es, el definido en el apartado 4.3.2 del Procedimiento de Operación 1.1. sobre “Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico”.
Son numerosos los casos en que productores renovables han solicitado acceso a la red de distribución y han recibido una respuesta negativa por parte del gestor, por no existir capacidad de acceso suficiente, atendiendo a condiciones de indisponibilidad en base a contingencias de carácter simple N-1(52). Sin embargo, el artículo 55 RD 1955/2000 obliga al gestor de la red de distribución a seguir las directrices definidas por los procedimientos de operación para distribución a la hora de evaluar la capacidad de acceso en base a condiciones de indisponibilidad (apartado b.2.ª). Por lo que se observa cómo se ha estado aplicando un criterio de contingencia N-1 contenido en un procedimiento de operación previsto, en realidad, para el acceso a la red de transporte.
Incluso hay distribuidoras que han aplicado este criterio de forma encubierta, esgrimiendo que se trata de un criterio que persigue garantizar la seguridad del sistema y que supone una garantía efectiva del suministro eléctrico. Si bien en estos casos se estaba aplicando, en realidad, un criterio de contingencia N-1. Véase la resolución del regulador relativa al expediente CFT/DE/014/17(53), en relación con un conflicto a la red de distribución planteado por eólico. En este punto, la autoridad reguladora nacional ha sostenido que no es viable aplicar este criterio de contingencia N-1 en sede de distribución
Por tanto, solo sería posible contemplar esta opción cuando se produzca el desarrollo de procedimientos de operación para distribución a que se refiere la norma. Hasta llegado ese momento, debemos hacer una interpretación favorable al derecho de acceso, admitiendo solo la denegación de éste si al entrar el generador al punto de conexión, sin producirse contingencia/fallo, provocase sobrecarga. En otras palabras, el gestor de la red de distribución no podría evaluar la capacidad de acceso para que la red soporte contingencias o fallos de carácter simple sin que se produzcan sobrecargas, sino que debería proceder a esta evaluación sin considerar tal contingencia.
2.4.4. Criterios para la delimitación de conflictos de acceso o conexión
La precisa delimitación entre conflictos de acceso y de conexión ha sido discutida en la más reciente casuística de resoluciones del regulador. Así, pueden observarse, en el período a que nos referimos, las resoluciones relativas a dos conflictos de acceso a la red de distribución planteados por eólico: CFT/DE/004/16(54) y CFT/DE/38/17(55). Y, de otro lado, las relativas a tres conflictos de acceso a la red de distribución planteados por fotovoltaico: CFT/DE/21/17(56), CFT/DE/010/18(57) y CFT/DE/035/18(58).
El regulador viene exigiendo que haya referencias a cuestiones de capacidad de la red para poder calificar una controversia como conflicto de acceso. De lo contrario, es decir, si se trata de problemas que inciden en las condiciones técnicas y económicas del derecho a la conexión, se trataría de un conflicto de conexión. La distinción entre conflicto de acceso y de conexión va a incidir en la distribución de competencias para resolver, de manera que si se califica como conflicto de conexión la competencia podría ser de la Comunidad Autónoma, cuando las infraestructuras de red sean de competencia autorizatoria autonómica. Mientras que los conflictos de acceso siempre serán competencia de la CNMC.
También se observan inadmisiones de conflictos de acceso a la red de distribución por haber sido planteados sin disponer previamente de punto de conexión, lo que viene exigido por el artículo 42.2 LSE de 1997, el cual estará vigente hasta que el artículo 33 LSE de 2013 sea de aplicación(59). Es preceptivo que el generador disponga de dicha conexión para poder solicitar el acceso y/o instar la intervención del regulador para la resolución de conflictos de acceso. Por tanto, si se suscitaran discrepancias en relación con las condiciones técnicas de conexión previa, se trataría, en realidad, de un conflicto de conexión de posible competencia autonómica.
2.4.5 Parámetros para el estudio de la capacidad de acceso
La concesión del acceso a las redes de electricidad requiere de un previo estudio de capacidad de acceso basado en parámetros definidos en la normativa y en los procedimientos de operación de red. Sin embargo, la casuística de conflictos muestra cómo algunos gestores de red han utilizado parámetros no contenidos ni en la norma ni en procedimientos de operación.
En este orden de cosas, la CNMC se ha pronunciado a favor del derecho de acceso a las redes a través de las resoluciones contenidas en los expedientes CFT/DE/011/16 y CFT/DE/005/16 (en ambos casos se trata de conflictos de acceso a la red de transporte planteados por eólico). El regulador, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 38.2 y 42.3 LSE de 1997, defiende la imposibilidad de utilizar parámetros para el cálculo de la capacidad de acceso que no estén definidos por una norma reglamentaria del Gobierno, y específicamente un real decreto. Menos aún sería posible definir eventuales límites de acceso ex novo a través de un instrumento jurídico distinto al real decreto, como podría ser una orden ministerial para la aprobación de la planificación energética (p.ej. Orden IET2209/2015, de 21 de octubre, por la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de octubre de 2015, por el que se aprueba el documento de “Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020”(60)). Y en este mismo sentido se pronuncia el artículo 33.2 LSE, que será de aplicación cuando tenga lugar el desarrollo reglamentario a que se refiere la disposición transitoria undécima de la LSE.
Además, las eventuales denegaciones de acceso en base a estudios de capacidad deberán estar suficientemente motivadas por los gestores de red. La respuesta debe basarse en un estudio técnico detallado que preferiblemente sea incorporado al propio texto y que justifique suficientemente la denegación de acceso(61).
Primera. La CNMC asume una competencia revisora a la hora de resolver conflictos de acceso a las redes de electricidad. Aunque en ningún caso van a ser objeto de revisión aquellas decisiones controvertidas que provengan de agentes distintos al gestor de la red de transporte o distribución de electricidad. La competencia para pronunciarse en primera instancia sobre la concesión de acceso y sobre todas aquellas cuestiones que pivoten en torno a esta concesión corresponde siempre al gestor. Por tanto, no son calificados como conflictos de acceso aquellos que se planteen contra decisiones que provengan de un agente distinto al gestor (p. ej. decisiones del IUN sobre el reparto de capacidad en un nudo concreto o decisiones de órganos administrativos sobre la admisión del resguardo de la garantía económica a presentar con carácter previo).
Segunda. El artículo 33 LSE establece que la resolución de conflictos de conexión que compete a la Comunidad Autónoma va a requerir de un informe previo de la CNMC, en lo referido a condiciones económicas y condiciones temporales sobre calendarios de ejecución de instalaciones recogidas en la planificación. A pesar de las no escasas voces críticas que han entendido que este informe podría suponer una injerencia en las competencias autonómicas, el Tribunal Constitucional (Sentencia 32/2016) ha aseverado que esta intervención vinculante del regulador quedaría justificada por el carácter estatal que presenta la planificación de las redes y su régimen económico.
En este sentido, el ejecutivo parece confirmar inequívocamente esta tesis jurisprudencial al referirse a este informe vinculante, y en los mismos términos, en el artículo 17.3 de la propuesta de RD de acceso y conexión.
Tercera. Tras una conflictividad que en entre los años 2007 y 2008 pivotaba en torno a la instalación de generación fotovoltaica y termosolar, como consecuencia del generoso régimen de incentivos definido para estas tecnologías a través del RD 661/2007, comienza a cobrar protagonismo la planteada en torno a la instalación eólica, por ser ésta capaz de competir con la generación convencional sin el respaldo de un régimen retributivo primado que progresivamente iba reduciéndose. Así, las grandes dimensiones que los parques eólicos representan han ocasionado numerosos conflictos de acceso a la red de distribución con influencia en la red de transporte.
La normativa sobre ATR ha hecho prevalecer la seguridad en la operación de las redes sobre los principios inspiradores del derecho de acceso, lo que ha llevado a los gestores a denegar en numerosas ocasiones el acceso. En este contexto, el regulador ha contrarrestado esta normativa con interpretaciones favorables al derecho de acceso, como se observa en sus resoluciones de conflictos.
Cuarta. El Real Decreto-ley 15/2018 persigue acabar con la rigidez normativa en materia de acceso a la red de transporte de electricidad. Específicamente, se flexibiliza el concepto de red planificada hasta el punto de alcanzar un máximo de posiciones adicionales a las existentes y a las incluidas en la planificación equivalentes al de una calle de acuerdo con la configuración de la subestación que se trate. Este cambio evitaría que cuando se den actuaciones puntuales, cuyo coste de inversión asuma el propio productor, se tenga que acudir a un complejo proceso de modificación de la planificación estatal.
Sin embargo, esta modificación normativa no tendría por qué resultar satisfactoria, ya que existen determinadas zonas geográficas donde los nudos de la red de transporte son de imposible ampliación física o presentan una capacidad saturada. Por tanto, aunque la medida es positiva con carácter general por favorecer al derecho de acceso, podría desplegar menor funcionalidad en determinadas nudos por lo motivos expuestos.
En este orden de cosas, la propuesta de RD de acceso y conexión también reconoce posiciones adicionales, aunque en este caso hasta un máximo de dos posiciones en cada subestación existente o planificada. Por tanto, queda esperar cuál va a ser el contenido final de la todavía propuesta de real decreto en este punto específico.
Quinta. El principio de prohibición de reserva de capacidad debe ser definitivamente suprimido para lograr la deseada sintonía entre el RD 1955/2000 y el RD 413/2014, en lo referido a criterios aplicados a generadores renovables que acceden a la red de electricidad. Pues de lo contrario, los generadores renovables que acceden a distribución con influencia en la red de transporte tendrían mayores limitaciones de acceso, al considerarse en el estudio de capacidad las instalaciones previstas o comprometidas (apartado 5 del Anexo XV RD 413/2014), que aquellos de mayor tamaño que acceden directamente a transporte y que serían acogidos por el principio de inexistencia de reserva de capacidad.
También contribuiría a esta homogeneización de criterios, en materia de evaluación de la capacidad de acceso, la esperada aprobación de la propuesta de RD de acceso y conexión, y con ello la definitiva aplicación del artículo 33 LSE y del criterio que define sobre medición de la capacidad de acceso que atienda a las instalaciones de producción ya comprometidas (apartado segundo). Este desarrollo reglamentario debe referirse con precisión a concepto de instalación “prevista o comprometida”, lo que permitiría alcanzar criterios uniformes para todos los productores que solicitan acceso a las redes de electricidad.
Sexta. No es admisible que los gestores de red de distribución denieguen acceso a sus infraestructuras por falta de capacidad atendiendo a condiciones de indisponibilidad en base a contingencias de carácter simple N-1. Solo cabría contemplar esta opción cuando tenga lugar el esperado desarrollo de los procedimientos de operación en sede de distribución, lo cual permitiría unificar criterios y dar mayor rigor a las decisiones de los gestores de red de distribución. Así pues, hasta llegado ese desarrollo, debemos hacer una interpretación favorable al derecho de acceso y, por tanto, admitir que solo cabe denegación de éste si el generador entra al punto de conexión, sin producirse fallo o contingencia, y provoca sobrecarga.
Séptima. La CNMC exige que haya referencias a cuestiones sobre capacidad de la red para poder calificar una controversia como conflicto de acceso. Por tanto, si se plantean problemas que inciden en las condiciones técnicas y económicas del derecho a la conexión, se calificaría, en realidad, como conflicto de conexión. En este último caso, la competencia para resolver el conflicto podría ser del órgano competente de la Comunidad Autónoma, lo que sucederá cuando las infraestructuras de red sean de competencia autorizatoria autonómica. Además, la casuística demuestra cómo se siguen planteando conflictos de acceso a la red de distribución sin disponer de previa conexión, lo que conduce a que también se califiquen, en realidad, como conflictos de conexión de posible competencia autonómica.
Octava. Frente a los intentos de algunos gestores de limitar el acceso a sus redes en base a la aplicación de parámetros contenidos en la planificación vinculante de la red, el regulador ha defendido que los parámetros a utilizar para la medición de la capacidad de acceso deben venir necesariamente definidos en una norma reglamentaria, y más concretamente en un real decreto. No teniendo cabida, por tanto, definir limitaciones del derecho de acceso a través de instrumentos jurídicos distintos, como podría ser el caso de una Orden ministerial por la que se aprueba la planificación energética de la red.
Novena. El horizonte energético español lanza importantes retos sobre la regulación de las redes de electricidad con ocasión de las últimas subastas de renovables para la asignación de un régimen retributivo específico, celebradas durante los años 2016 y 2017, adjudican más de 8.000 MW para tecnología eólica, fotovoltaica y biomasa. En este contexto, es necesario poner en valor la configuración de unas condiciones de uso de las redes de electricidad no discriminatorias y transparentes que, teniendo presente la importancia de la seguridad de las redes, garanticen el derecho de acceso en toda su extensión. Lo que pasa por definir un marco normativo estable y previsible para los productores de electricidad.
BAÑO LEÓN, José María (2016), “<<Cave legislatorem>>. Confianza en el legislador e interés general”, en Castro-Gil Amigo, Juan (coord.), Riesgo regulatorio en las energías renovables II, Ed. Aranzadi, Pamplona, pp. 81-103.
CABALLERO SÁNCHEZ, Rafael (2002), <<El papel central de las infraestructuras en red en la liberalización de servicios públicos económicos>>, en Revista General de Derecho Administrativo, núm. 1, pp. 1-40.
CABALLERO SÁNCHEZ, Rafael (2010), <<Las sociedades de infraestructuras estratégicas: el nacimiento de un modelo de compañía regulada al servicio del mercado>>, en Revista de Administración Pública, núm. 181, pp. 135-178.
DE LA CUADRA-SALCEDO FERNÁNDEZ DEL CASTILLO, Tomás (2016), “Riesgo regulatorio y contractualización de la regulación por operadores y poderes públicos”, en Castro-Gil Amigo, Juan (coord.), Riesgo regulatorio en las energías renovables II, Ed. Aranzadi, Pamplona, pp. 29-81.
DE LA CUÉTARA MARTÍNEZ, Juan Miguel (1998), <<Sobre las infraestructuras en Red>>, en Revista de Derecho de las Telecomunicaciones e Infraestructuras en Red, núm. 1, pp. 13-46.
ESTOA PÉREZ, Abel (2016), <<Acceso a redes de energía eléctrica, resolución de conflictos y evolución normativa en la materia>>, en Revista General de Derecho Administrativo, núm. 43, pp. 1-34.
FABRA UTRAY, Jorge (2014), <<Déficit tarifario, síntoma de una mala regulación>>, en Temas para el debate, núm. 236 (Ejemplar dedicado a: La energía eléctrica), pp. 38-42.
FABRA UTRAY, Jorge (2012), <<El déficit tarifario en el sector eléctrico español>>, en Temas para el debate, núm. 210 (Ejemplar dedicado a: El futuro de la Unión Europea), pp. 52-54.
JIMÉNEZ PIERNAS, Carlos (2015), “La tutela judicial del principio de protección de la confianza legítima en el derecho de la Unión Europea”, en Castro-Gil Amigo, Juan (coord.), Riesgo regulatorio en las energías renovables, Ed. Aranzadi, Pamplona, pp. 73-163.
LEIVA LÓPEZ, Alejandro D. (2017), <<Cambios de modelo retributivo de la generación renovable en España: la confianza del inversor frente al riesgo regulatorio>>, en Revista Española de Derecho Administrativo, núm. 188, pp. 125-160.
LEIVA LÓPEZ, Alejandro D. (2018), <<La protección del inversor en proyectos de energías renovables ante los cambios regulatorios en el sistema eléctrico español>>, en Revista Española de Derecho Europeo, núm. 67, pp. 9-46.
LÓPEZ RODRÍGUEZ, Ana Mercedes y NAVARRO RODRÍGUEZ, Pilar (2016), “Riesgo regulatorio en el sector de las energías renovables en España y poliarquía normativa: distintas soluciones para un mismo problema”, en Castro-Gil Amigo, Juan (coord.), Riesgo regulatorio en las energías renovables II, Ed. Aranzadi, Pamplona, pp. 185-211.
NORIEGA SANDBERG, Raquel (2003), <<Evaluación de la política de separación estructural en el sector telecomunicaciones>>, en Revista de derecho de las telecomunicaciones e infraestructuras en red, núm.6, pp. 57-76.
PAREJO ALFONSO, Luciano José (2015), “Cambio regulatorio, sector eléctrico y estado de necesidad”, en Castro-Gil Amigo, Juan (coord.), Riesgo regulatorio en las energías renovables, Ed. Aranzadi, Pamplona, pp. 29-73.
RUIZ PALANZUELOS, Nuria (2018), El control jurisdiccional de la discrecionalidad de los organismos reguladores. Un análisis de casos en los ámbitos de la energía y las telecomunicaciones, Ed. Aranzadi, Pamplona, 299 páginas.
SOLÉ FELIU, Josep (2015), <<Daños causados por alteraciones del fluido eléctrico y responsabilidad por productos defectuosos (arts. 128 a 146 TRLGDCU): la electricidad como producto defectuoso y la delimitación de los sujetos responsables>>, en Revista CESCO de Derecho de Consumo, núm. 14 (Ejemplar dedicado a: Mecanismos de resolución de conflictos de consumo; manipulación de contadores; hipotecas multidivisa; reformas legales), pp. 78-108.
VILLAR EZCURRA, José Luis (2001), “Las infraestructuras públicas: viejos y nuevos planteamientos”, en Izquierdo Asensio, Rafael (coord.), Nuevo derecho de las infraestructuras, Ed. Montecorvo, Madrid, pp. 69-118.
(1). Algunas reflexiones sobre la posibilidad de considerar la electricidad como un producto pueden localizarse,in extenso, en SOLÉ FELIU (2015: pp. 81-86).
(2). FABRA UTRAY (2014: pp. 38-42).
(3). CABALLERO SÁNCHEZ (2002: pp. 13-14).
(4). VILLAR EZCURRA (2001: p. 82).
(5). CABALLERO SÁNCHEZ (2010: pp. 137-138).
(6). DE LA CUÉTARA MARTÍNEZ (1998: p. 23).
(7). BOE núm. 242, de 6 de octubre de 2018.
(8). Resolución del conflicto de acceso a la red de transporte instado por una empresa, frente a Red Eléctrica de España, S.A. (C.A.T.R. 3/2009), p. 7.
(9). Resolución del Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía por la que se resuelve el conflicto de acceso a la red de distribución de “Endesa Distribución Eléctrica, S.L.” instado por Eficiencia Energética Solar, S.L. (C.A.T.R. 75/2007), pp.8-9; Resolución del conflicto de acceso a la red de distribución instado por un particular frente a Endesa Distribución Eléctrica (C.A.T.R. 22/2008), p.8; Resolución del conflicto de acceso promovido por Zona Eólica Canaria S.A. por denegación de acceso a la red de transporte del sistema eléctrico Fuerteventura-Lanzarote para el proyecto de parque eólico I+D+I Solana de Tesjuate (Proyecto Solantes), de 13,5 MW, Expediente CFT/DE/005/16, Sala de Supervisión Regulatoria, p.12; Resolución del conflicto de acceso promovido por Insular de Aguas de Lanzarote S.A. por la futura subestación de Callejones 66 KV, ubicada en Lanzarote, para el proyecto de parque eólico <<San Bartolomé>> de 9,2 MW, Expediente CFT/DE/011/2016, Sala de Supervisión Regulatoria, p. 8.
(10). Primera medida del Gobierno federal estadounidense adoptada para limitar los monopolios. También conocida como Ley Sherman Antitrust (en inglés, Sherman Antitrust Act), publicada el 2 de julio de 1890.
(11). ESTOA PÉREZ (2016: p.4).
(12). NORIEGA SANDBERG (2003: p. 69).
(13). BOE núm. 310, de 27 de diciembre de 2013.
(14). Disponiendo que <<No obstante lo establecido en la disposición derogatoria única 1.a, lo previsto en los apartados 2 y 3 del artículo 38 y en los apartados 2, 3 y 4 del artículo 42 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se mantendrá vigente hasta que el artículo 33 de esta ley sea de aplicación>>.
(15). BOE núm. 285, de 28 de noviembre de 1997.
(16). BOE núm. 310, de 27 de diciembre de 2000.
(17). BOE núm. 295, de 08 de diciembre de 2011.
(18). BOE núm. 312, de 30 de diciembre de 2013.
(19). BOE núm. 312, de 30 de diciembre de 2013.
(20). BOE núm. 140, de 10 de junio de 2014.
(21). BOE núm. 243, de 10 de octubre de 2015.
(22). Paquete de Reglamentos y Directivas presentado por la Comisión Europea en el marco del compromiso <<Clean energy for all Europeans>>, en fecha 30 de noviembre de 2016. Específicamente sobre redes de electricidad destacan: mejoras en materia de códigos de red y directrices (Network Codes and Guidelines), incrementos del nivel de cooperación a escala europea entre los gestores de las redes de transporte y distribución a través de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte (REGRT-E) y la entidad europea de los gestores de redes de distribución de la Unión (entidad de los GRD de la UE) y, como consecuencia de la alta penetración de recursos energéticos intermitentes (energías renovables), mayores garantías de coordinación entre gestores de red de distribución y gestores de red de transporte.
(23). BOE núm. 134, de 05 de junio de 2013.
(24). BOE núm. 209, de 31 de agosto de 2013.
(25). Destaca la obra de RUIZ PALENZUELOS (2018: p. 140 y ss.)
(26). Figura que aparece regulada en el apartado cuarto del Anexo XV RD 413/2014, el cual establece que el IUN <<[] actuará en representación de los generadores, en los términos y con las funciones que se establezcan>>. La potencia de las plantas de generación que pretenden conectarse a la red de transporte es, por lo general, inferior a las capacidades existentes en el nudo concreto, de manera que varias instalaciones se podrán ver obligadas a compartir infraestructuras de evacuación; lo que les obliga a acudir a esta figura de representación y coordinación en que consiste el IUN.
(27). Véase la resolución de la CNMC por la que se inadmite el conflicto de acceso interpuesto por las sociedades Capital Energy Centro Norte, S.L.U. y Green Capital Energy S.L. en relación con el reparto de capacidad de evacuación de energía eólica en el nudo Campanario. Expediente CFT/DE/020/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 19 de julio de 2017, pp. 1-8.
(28). Véase en este punto la resolución de la CNMC por la que se inadmite el conflicto de acceso interpuesto por Ingeniería y Planificación Sostenible S.L. en relación al permiso de acceso a red de transporte frente al Ministerio de Industria. Expediente CFT/DE/023/16. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 25 de octubre de 2016. Pág. 8. La CNMC concluye la inadmisión del conflicto de acceso planteado por un generador fotovoltaico contra el Ministerio de Industria, por rechazar éste el resguardo de garantía económica presentado. El objeto de conflicto es la negativa del Ministerio de Industria (específicamente, la Subdirección General de Energía Eléctrica) a aceptar el seguro de caución como modalidad de garantía válido para la tramitación de las peticiones de acceso a la red de transporte de electricidad de conformidad con lo establecido en el RD 1955/2000.
(29). A mayor abundamiento, véase la Resolución por la que se inadmite el conflicto de acceso interpuesto por Ingeniería y Planificación Sostenible S.L. en relación a permiso de acceso a red de transporte frente al Ministerio de Industria. Expediente CFT/DE/023/16. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 25 de octubre de 2016.
(30). Véase las STSS (Sala 3ª) núm. 5196/2007, de 29 de junio de 2007 (Núm. de recurso 10891/2004) y núm. 5213/2008, de 8 de octubre de 2008 (Núm. recurso 538/2006).
(31). BOE núm. 71, de 23 de marzo de 2016. Recurso de inconstitucionalidad núm. 1908/2014, interpuesto por el Gobierno de la Generalitat de Cataluña en relación con diversos preceptos de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre , del Sector Eléctrico.
(32). Véase la Resolución de la CNMC del conflicto de acceso a la red de distribución eléctrica interpuesto por Eólica de Cordales Bis, S.L.U. frente a Unión Fenosa Distribución en relación con el parque eólico de “Cordal de Montouto-Pando”. Expediente CFT/DE/004/16. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 14 de julio de 2016; el Acuerdo por el que se inadmite el conflicto de acceso a la red de distribución interpuesto por Almeriense de Generación Eléctrica, S.L. frente a Electricidad Pastor, S.L. por motivo de la conexión de una instalación de generación del tipo solar fotovoltaica en la barriada de Almanzora ubicada en el término municipal de Cantoria (Almería). Expediente CFT/DE/21/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 27 de julio de 2017; el Acuerdo de la CNMC por el que se inadmite el conflicto de acceso a la red de distribución interpuesto por Molinos del Jalón, S.A. frente a Endesa Distribución Eléctrica, S.L.U. por motivo de la conexión a la set seccionamiento Escandón de 24 MW del Parque Eólico “Ampliación Puerto Escandón” y de 1 MW del Parque Eólico “Puerto Escandón”. Expediente CFT/DE/38/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 16 de noviembre de 2017; y el Acuerdo por el que se inadmite el conflicto de conexión a la red de distribución de energía eléctrica interpuesto por Iberfruta-Muerza, S.A. frente a Endesa Distribución Eléctrica, S.L. en relación con una instalación fotovoltaica en la Palma del Condado (Huelva). Expediente CFT/DE/010/18. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 14 de junio de 2018.
(33). BOE núm. 126, de 26 de mayo de 2007.
(34). Podía observarse en el entonces vigente artículo 36 RD 661/2007 tarifas reguladas para fotovoltaicos que alcanzaban cifras de hasta 44,0381 c€/kWh durante los primeros 30 años de vida de la instalación, para instalaciones fotovoltaicas del subgrupo b.1.1. (P≤100 kW).
(35). FABRA UTRAY (2012: p. 52). El autor subraya la preocupante cifra de déficit tarifario de que adolece el sistema eléctrico en ese momento (24.000 millones de euros) y de las posibles soluciones: i) subir las tarifas; ii) financiar los costes que no cubren las tarifas con fondos provenientes de los Presupuestos Generales del Estado; o iii) bajar los costes reconocidos a los generadores.
(36). A mayor abundamiento sobre los cambios de modelo retributivo para generadores renovables, véase LEIVA LÓPEZ (2018: pp. 15-20).
(37). Cambios de modelo retributivo a la baja que han sido discutidos por la doctrina desde la perspectiva de los principios de seguridad jurídica, confianza legítima e irretroactividad. Véase PAREJO ALFONSO (2015: pp. 58-73), JIMÉNEZ PIERNAS (2015: pp. 128-144), DE LA CUADRA-SACEDO FERNÁNDEZ DEL CASTILLO (2016: pp. 70-81), LÓPEZ RODÍGUEZ y NAVARRO RODRÍGUEZ (2016: pp. 192-198) y BAÑO LEÓN (2016: pp. 99-103).
(38). LEIVA LÓPEZ (2017: pp. 134-135).
(39). Información accesible en la sección “Acuerdos y decisiones” de la web institucional de la CNMC. Véase https://www.cnmc.es/acuerdos-y-decisiones?t=&idambito=9&edit-submit-buscador-acuerdos-y-decisiones=Buscar&idprocedim=6061&idtipoexp=All&field_exp_numero=&field_exp_empresas_filtered=All&datefrom=&dateto=&field_exp_sectores=&page=0.
(40). ESTOA PÉREZ (2016: pp. 19-21).
(41). BOE núm. 111, de 7 de mayo de 2009.
(42). BOE núm. 167, de 13 de julio de 2013.
(43). ESTOA PÉREZ (2016: p.23).
(44). Informe de la CNE sobre la consulta realizada por una empresa sobre diversas cuestiones relativas a la solicitud de conexión a la red de distribución de agrupaciones de instalaciones de generación que requieran la aceptabilidad por parte del operador del sistema. 29 de septiembre de 2011.
(45). Véase la redacción del apartado 5 del Anexo: <<Para instalaciones o agrupaciones de las mismas, de más de 10 MW, con conexión existente y prevista a la red de distribución, y tras la conclusión de su aceptabilidad por el gestor de distribución, este solicitará al operador del sistema su aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte en los procedimientos de acceso y conexión. Se considera agrupación el conjunto de generadores existentes o previstos, o agrupaciones de estos de acuerdo con la definición de agrupación recogida en el artículo 7, con potencia instalada mayor de 1 MW y con afección mayoritaria sobre un mismo nudo de la red de transporte>>.
(46). Resolución del conflicto de acceso de terceros a la red de transporte de Red Eléctrica de España, S.A., instado por la sociedad Serreta Developments, S.L. Expediente CFT/DE/002/16. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 3 de noviembre de 2016.
(47). Orden IET/2209/2015, de 21 de octubre , por la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de octubre de 2015, por el que se aprueba el documento de Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020. BOE núm. 254, de 23 de octubre de 2015.
(48). Resolución del conflicto de acceso a la red de transporte promovido por Eléctrica Los Molinos, S.L.U. por motivo de la denegación de acceso a la red de transporte existente. Expediente CFT/DE/021/2016. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 20 de abril de 2017. Págs. 9-10.
(49). El operador del sistema y gestor de la red de transporte y el gestor de la red de distribución establecerán la capacidad de acceso en un punto de la red como la <<[] producción total simultánea máxima que puede inyectarse en dicho punto []>> en base a las siguientes condiciones de disponibilidad de la red: 1.ª En condiciones de disponibilidad total de la red, y cumpliendo con los requisitos de funcionamiento y seguridad establecidos; 2.ª En las condiciones de indisponibilidad establecidas en los procedimientos de operación del sistema (para transporte) o en los procedimientos de operación de las redes de distribución (para distribución), cumpliendo los requisitos de tensión definidos en estos y sin sobrecargas que no pudieran ser evitadas con mecanismos automáticos de teledisparo o reducción de carga de grupos generadores; y 3.ª Cumpliendo con las condiciones de seguridad, calidad y regularidad aceptables referidas al comportamiento dinámico del sistema en los regímenes transitorios.
A mayor abundamiento sobre los criterios técnicos de evaluación, cabe hacer una remisión a los distintos Procedimientos de Operación definidos para el acceso a la red de transporte. Aunque esta es una tarea aún pendiente en materia de distribución. Cabe significar que el artículo 22.1 RD 1048/2013 se refiere a la necesaria aprobación de unos Procedimientos de Operación de las redes de distribución, lo cual no ha tenido lugar hasta la fecha.
(50). Estos criterios complementarios son: 1.º Criterio del 50 % de la capacidad térmica de diseño de la línea; y 2.º Criterio del 1/20 de la potencia de cortocircuito.
(51). Un ejemplo de ello lo localizamos en la resolución de la CNMC del conflicto de acceso a la red de transporte de energía eléctrica planteado por Energías Eólicas y Ecológicas 59, S.L. contra Red Eléctrica de España, S.A. por denegación del acceso a su red para la instalación de generación “Parque Eólico Raso Alto”. Expediente CFT/DE/001/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 21 de diciembre de 2017. Pág. 14.
(52). Véase las resoluciones de la autoridad reguladora nacional: CATR 3/2005; CATR 19/2006; CATR 20/2006; 31/2007; y CATR 46/2008.
(53). Resolución del conflicto de acceso a la red de distribución de energía eléctrica planteado por Energías Eólicas y Ecológicas 59, S.L. contra Endesa Distribución Eléctrica, S.L.U. por denegación de la solicitud de acceso a la red para la instalación de generación “Parque eólico El Campillo”. Expediente CFT/DE/014/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 19 de abril de 2018. Pág. 9.
(54). Resolución del conflicto de acceso a la red de distribución eléctrica interpuesto por Eólica de Cordales Bis, S.L.U. frente a Unión Fenosa Distribución en relación con el parque eólico de “Cordal de Montouto-Pando”. Expediente CFT/DE/004/16. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 14 de julio de 2016.
(55). Acuerdo por el que se inadmite el conflicto de acceso a la red de distribución interpuesto por Molinos de Jalón, S.A. frente a Endesa Distribución Eléctrica, S.L.U. por motivo de la conexión a la set seccionamiento Escandón de 24 MW del parque eólico “Ampliación Puerto Escandón” y de 1 MW del parque eólico “Puerto Escandón”. Expediente CFT/DE/38/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 16 de noviembre de 2017.
(56). Acuerdo por el que se inadmite el conflicto de acceso a la red de distribución interpuesto por Almeriense de Generación Eléctrica, S.L. frente a Electricidad Pastor, S.L. por motivo de la conexión de una instalación de generación del tipo solar fotovoltaica en la barriada de Almanzora ubicada en el término municipal de Cantoria (Almería). Expediente CFT/DE/21/17. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 27 de julio de 2017.
(57). Acuerdo por el que se inadmite el conflicto de conexión a la red de distribución de energía eléctrica interpuesto por Iberfruta-Muerza, S.A. frente a Endesa Distribución Eléctrica, S.L. en relación con una instalación fotovoltaica en la Palma del Condado (Huelva). Expediente CFT/DE/010/18. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 14 de junio de 2018.
(58). Acuerdo por el que se inadmite el conflicto de acceso a la red de distribución interpuesto por Planta FV3, S.L., frente a Unión Fenosa Distribución, S.A. por motivo de la conexión de una instalación de generación de tipo fotovoltaica <<FV Solaria-Lastras I>> situada en el término municipal de Marazoleja (Segovia). Expediente CFT/DE/035/18. Sala de Supervisión Regulatoria. Madrid, 17 de octubre de 2018.
(59). De conformidad con lo dispuesto en la disposición transitoria séptima de la LSE 24/2013, relativa a la “Aplicación transitoria de los artículos 38 y 42 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico”.
(60). BOE núm. 254, de 23 de octubre de 2015.
(61). Vid. Sentencia del Tribunal Supremo de 13 de mayo de 2015 (Núm. de recurso 4318/2012).