Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

La Comisión Permanente del Consejo de Estado, en sesión celebrada el día 20 de julio de 2021, emitió, por unanimidad, el siguiente dictamen:

"En virtud de una Orden de 14 de julio de 2021, registrada de entrada el día 15 siguiente, el Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo al anteproyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico. En la Orden de consulta se deja constancia de su "extraordinaria urgencia", dado que está prevista la aprobación del texto como proyecto de ley en el Consejo de Ministros del 3 de agosto; por esta razón, se solicita la emisión del dictamen antes del 29 de julio

De antecedentes resulta:

PRIMERO.- EL ANTEPROYECTO DE LEY SOMETIDO A CONSULTA

El anteproyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico consta de una exposición de motivos, seis artículos, seis disposiciones adicionales, una transitoria y tres finales. La exposición de motivos explica los antecedentes, la finalidad y justificación del mecanismo de minoración regulado y la adecuación de la norma a los principios de buena regulación.

Dentro del capítulo I ("Disposiciones generales") el artículo 1 establece que se desde la entrada en vigor de la ley "se minorará la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica de las instalaciones de producción de tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero puestas en funcionamiento con anterioridad a la publicación el 25 de octubre de 2003 (...) en una cuantía proporcional al mayor ingreso obtenido por estas instalaciones como consecuencia de la incorporación a los precios de la electricidad en el mercado mayorista del valor de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero por parte de las tecnologías emisoras marginales". El artículo 2 determina el ámbito de aplicación subjetivo, que se extiende a los titulares de las instalaciones no emisoras de gases de efecto invernadero del territorio peninsular con acta de puesta en servicio anterior al 25 de octubre de 2003, cualquiera que sea su tecnología; quedan excluidas las instalaciones de los territorios no peninsulares y las de potencia igual o inferior a 10 MW. En el artículo 3 se determina que la minoración afectará a las citadas instalaciones "con independencia de la modalidad de contratación utilizada".

El capítulo II se refiere al cálculo de la minoración y el pago correspondiente. En el artículo 4 se determina la fórmula, conforme a la cual el importe de la minoración será el resultado de multiplicar los siguientes factores: la cantidad total de energía, el factor de emisión medio del mercado medido en toneladas equivalentes de CO2 por MWh, la diferencia del precio medio de la tonelada equivalente de CO2 y la cantidad de 20,67 €/ton y el parámetro de modulación de la minoración a (que, inicialmente, toma el valor de 0,90 €). El artículo 5 determina el procedimiento para el cálculo, notificación y pago de las minoraciones. En el artículo 6 se determina que los pagos derivados de dichas minoraciones tendrán la naturaleza de ingresos liquidables del sistema, e irán destinados a financiar, en primer lugar, los mecanismos de capacidad, y en el importe que superen los costes asociados a dichos mecanismos, a sufragar los costes financiados por los cargos del sistema eléctrico y a cubrir, en su caso, los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema. No obstante, el 10 % de los ingresos serán destinados a cofinanciar, en la parte correspondiente a las Administraciones públicas, el coste del suministro de los consumidores a que hace referencia el párrafo j) del artículo 52.4 de la Ley 24/2013.

La disposición adicional primera regula las obligaciones de información. La segunda establece que, en un plazo de dos meses, se revisarán los precios unitarios de aplicación para financiar los pagos por capacidad y los precios de los cargos del sistema. En la tercera se establece que el cálculo de la minoración de aplicación al bombeo se hará anualmente en lugar de mensualmente, como ocurre en el resto de los casos. En las disposiciones adicionales cuarta y quinta se regulan, respectivamente, el régimen de minoraciones en caso de repotenciaciones de instalaciones y de hibridaciones. En la sexta se prevé que, en el plazo de seis meses, desde la entrada en vigor, los concesionarios de derechos privativos del uso de agua para producción hidroeléctrica afectados por la ley puedan renunciar a dichos derechos, solicitando de la Administración la extinción de dichos derechos.

La disposición transitoria única establece el régimen de minoración del período que transcurra desde la entrada en vigor de la ley hasta el comienzo del primer trimestre completo.

La disposición final primera se refiere a los títulos competenciales. La segunda habilita al Gobierno para dictar las disposiciones de desarrollo, a la Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a modificar los valores recogidos en el anexo para adecuarlos a las condiciones de funcionamiento y evolución de las distintas tecnologías, y al Gobierno para revisar el valor del parámetro a. La disposición final tercera determina la entrada en vigor de la ley el día siguiente al de su publicación en el "Boletín Oficial del Estado".

El anexo establece los factores de emisión específicos de las tecnologías de generación. SEGUNDO.- LA MEMORIA DEL ANÁLISIS DE IMPACTO NORMATIVO

La situación que regula el anteproyecto se explica en la memoria en los siguientes términos:

"En el sistema eléctrico español existe una serie de instalaciones que se pusieron en funcionamiento antes de la entrada en vigor del mecanismo de mercado de derechos de emisión y que son inframarginales y no emisoras, esto es, perciben de manera recurrente el sobreprecio asociado a los derechos de CO2 que adquieren e internalizan las centrales que sí son emisoras cuando éstas fijan el precio marginal del mercado. En la medida en que estas instalaciones inframarginales y no emisoras no deben soportar el coste del CO2 y se construyeron y entraron en operación con anterioridad a la puesta en marcha del mercado de derechos de emisión (2005), estos sobreingresos por el CO2 no emitido suponen un sobreingreso (y un sobrecoste para los consumidores), sin que pueda alegarse por sus titulares que fueron tenidos en cuenta en el momento de tomar la decisión de invertir".

Se alude a continuación a la evolución reciente de los derechos de emisión, que están alcanzando valores superiores a los 50 €/ton en las últimas semanas, y que van a seguir creciendo en el futuro como consecuencia de las medidas en materia de cambio climático. Esta elevación de los precios supone una elevación de los precios de la electricidad en el mercado mayorista. Si bien una señal de precio del CO2 fuerte es una condición necesaria para la descarbonización de la economía, supone un sobrecoste para los consumidores de electricidad, derivado de la referida retribución del CO2 no emitido. Ello puede poner en riesgo la recuperación económica. Pese a que la contribución del gas natural [que implica la utilización de derechos de emisión] será minoritaria y decreciente en el tiempo, seguirá siendo la tecnología marginal en un número significativo de horas, lo que determinará que fije el precio de la energía eléctrica. Todo ello tiene efectos negativos como son el incremento del precio de la electricidad, deteriorando la competitividad, y frena la electrificación de la economía.

Todo ello, se dice, justifica la intervención regulatoria que corrija dicha situación.

De esta manera, el objetivo perseguido consiste en "reequilibrar el reparto de costes entre productores y consumidores, reduciendo los precios de la electricidad, con el objetivo último de mejorar la competitividad de la economía y fomentar la electrificación de la economía".

Justifica seguidamente la memoria la adecuación del anteproyecto a los principios de buena regulación. En lo que hace, en particular, al principio de seguridad jurídica, se dice lo siguiente:

"La aprobación de la presente ley cumple con el principio de seguridad jurídica, puesto que se dicta conforme al ordenamiento jurídico nacional (...). Se trata de un mecanismo prácticamente idéntico, en lo que se refiere a la minoración del dividendo del CO2 de las estaciones inframarginales no emisoras, al que estuvo en vigor en España entre 2006 y 2009, en virtud del Real Decreto-ley 3/2006, de 24 de febrero, y del Real Decreto-ley 11/2007, de 7 de diciembre, y que fue validado por los tribunales nacionales y por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (caso C-566/11 y otros) mediante sentencia del 17 de octubre de 2013. Por tanto, se trata de una propuesta respetuosa con los principios y marcos normativos del mercado interior de la energía y del mercado de carbono en la UE, que seguirán desplegando de manera íntegra y sin distorsiones sus señales de precios, tanto para la oferta como para la demanda, para los consumidores y para los nuevos entrantes".

Y más abajo se indica lo siguiente:

"Así, tanto la Sentencia del Tribunal Supremo [Sentencia de 1 de abril de 2014, rec. 3626/2010] como la Sentencia del TJUE reconocen que el sistema marginalista del mercado de la electricidad genera situaciones de "ganancias inmerecidas", "en la medida en que la internalización del valor de los derechos de emisión en la estructura de costes se repercute en el precio de la electricidad que percibe el conjunto de productores de energía eléctrica activos en el mercado mayorista de la electricidad en España". (párrafo 36 de la STJUE de 17 de octubre de 2013).

Estas "ganancias inmerecidas", en el sistema anterior, se obtenían tanto por las tecnologías emisoras y marginales (por haber internalizado como coste los derechos de emisión que se les asignaron gratuitamente) como por la central que "no necesitan derechos de emisión, como las centrales hidroeléctricas y las centrales nucleares" (mismo párrafo de la STJUE)".

No obstante, se añade, hay importantes diferencias entre la minoración que se aplicó en 2006-2012 y la actual. Aquella venía motivada por el hecho de que la asignación de los derechos de emisión se había realizado de manera gratuita, lo que sin embargo no había sido impedimento para que dichas centrales repercutieran en los precios del mercado el coste de oportunidad de dichos derechos. Por ello, el objetivo entonces era recuperar de las tecnologías emisoras de CO2 el sobreingreso derivado de la internalización en los precios de dicho coste de emisión. Ahora, sin embargo, lo que se propone es actuar sobre las tecnologías no emisoras e inframarginales, y aunque no hay asignación gratuita de derechos, la situación es la misma, dado que se siguen obteniendo sobreingresos.

En cuanto a las alternativas consideradas, se ha descartado la de no hacer nada, dado que supondría perpetuar la situación de sobrerretribución. Otras alternativas que han sido propuestas, como el establecimiento de una retribución regulada para estas instalaciones, se han descartado, dado que tienen difícil encaje en la normativa de mercado interior y suponen dificultades operativas para su implementación que impedirían que desplegaran sus efectos de manera inmediata.

Se considera que el anteproyecto se adecua al orden competencial, ya que se ampara en lo establecido en los artículos 149.1. 13.ª y 25.ª de la Constitución, que atribuyen al Estado la competencia exclusiva en relación con las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, así como en materia de bases del régimen minero y energético, respectivamente.

En cuanto al análisis del contenido, cabe hacer referencia a los siguientes aspectos:

- En lo que hace a la aplicación de la minoración también a la energía vendida fuera del mercado diario, a través de contratos bilaterales, se considera justificada, ya que toda ella tiene internalizado el coste de oportunidad de venderla en el mercado diario, donde existe la internalización del coste del CO2. Por otra parte, se dice, resulta evidente que los mercados a plazo internalizan (del mismo modo que el mercado diario) el coste del CO2, y su explicación puede reforzarse desde un punto de vista de la teoría económica: si un mercado no internalizase el coste de CO2, no competiría en igualdad de condiciones con los restantes mercados, no resultando atractivo, por ello, para los agentes operar en un entorno en el que las posibilidades de acceder a un excedente del productor son inferiores. Esta situación de desequilibrio llevaría al mercado a plazo a "vaciarse", movido por las mejores expectativas que ofrece el mercado diario. Puesto que es del todo conocido que esta situación no se está produciendo (volúmenes considerables de energía, tanto de hidráulica como nuclear, se están negociando actualmente en los mercados a plazo), se puede concluir que dicha internalización del CO2 se está produciendo en todos los mercados de electricidad, y por ello resulta igualmente procedente que la propuesta normativa planteada abarque a toda la producción, con independencia de la modalidad de contratación realizada. - Se indica que el parámetro a permitirá que se mantenga un cierto incentivo a que las centrales afectadas por la minoración mejoren su eficiencia y produzcan más energía limpia; la revisión con carácter anual de este parámetro permitirá que el mecanismo se pueda ir adaptando a la evolución del mercado.

- La elección de la fecha del acta de puesta en servicio que determina que las instalaciones anteriores a ella se incluyan en el ámbito de aplicación de la norma (el 25 de octubre de 2003, fecha de publicación de la Directiva 2003/87/CE, que estableció el régimen de comercio de derechos de emisión) se justifica desde el punto de vista del respeto de las expectativas de ingresos y la confianza legítima en la estabilidad del marco regulatorio. En este sentido, la minoración solo afecta a aquellas centrales que, cuando se pusieron en funcionamiento o, más genéricamente, cuando se acometieron sus decisiones de inversión, no pudieron contar con el dividendo del CO2 por no estar en vigor el mecanismo del mercado de derechos de emisión. Al excluir de la minoración a las instalaciones puestas en servicio después de dicha fecha y a las que se construyan en los próximos años, se garantiza que las señales para la inversión en nueva capacidad renovable se mantengan intactas y, de este modo, que el mecanismo no tenga afectación alguna para la consecución de los objetivos establecidos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (en adelante, PNIEC).

Se explica en la memoria la justificación técnica de la medida, señalando que en los escenarios de precios de CO2 elevados que se prevén en los próximos años, las centrales afectadas por la minoración regulada en la ley percibirán beneficios extraordinarios que se van a mantener en el tiempo. Estos beneficios son sobrevenidos, dado que la minoración solo afecta a las centrales no emisoras que se construyeron y entraron en operación con anterioridad a la puesta en marcha del mercado de derechos de emisión, no se corresponden por lo tanto con un coste efectivamente incurrido, sino que retribuye un CO2 que no se ha emitido.

Se expone seguidamente que la metodología para el cálculo de la sobrerretribución es objetiva y transparente, teniendo en cuenta "de manera muy exacta" el sobreingreso efectivamente obtenido por cada central. En relación con dicha metodología, se indica lo siguiente:

- El cálculo del sobreingreso se realiza en términos medios mensuales por simplicidad de cálculo y aplicación y para evitar comportamientos estratégicos de las ofertas de las tecnologías gestionables.

- A partir de la información facilitada por el Operador del Mercado (OMIE) sobre las centrales que han marcado el precio marginal del mercado en cada hora, se calculará el nivel de internalización medio mensual del coste de emisión de CO2 en el precio del mercado mayorista.

- En las horas en las que el precio marginal haya sido marcado por la tecnología hidráulica u otra instalación no emisora, se asumirá que la oferta ha internalizado el coste de emisión de las centrales térmicas que mayoritariamente hayan ofertado en el entorno (±10 por ciento) de dicha oferta. Ello se considera necesario, ya que puede ocurrir que el precio del mercado lo esté fijando una tecnología no emisora, pero que el precio ofertado esté internalizando los costes de la tecnología emisora marginal a la que desplaza, incluido el CO2. A este respecto, se pone como ejemplo la curva de precios del día 8 de mayo de 2021, en el que la tecnología hidráulica y las renovables marcaron el precio marginal del mercado las veinticuatro horas de día, con el coste de oportunidad de los ciclos combinados de gas natural con los que competían incorporado en sus ofertas.

Todo ello da lugar a un Factor de Emisión Medio Mensual que se expresa en tonCO2/MWh.

- Seguidamente se calcula el coste medio del CO2 internalizado en el mercado en ese periodo, para lo cual se tiene en cuenta la cotización media de los derechos de emisión en los mercados europeos.

- Dicho valor se multiplica por un parámetro a, que inicialmente tomará el valor de 0,90. Este parámetro tiene el objetivo de que estas centrales sigan percibiendo, parcialmente, la señal de precios que internaliza el coste de emisión. Se trata, de esta forma, de introducir un elemento de gradualidad y proporcionalidad en la medida, pues con un valor de a distinto de 1 no se elimina por completo la señal de precio que perciben estas tecnologías como consecuencia de los mecanismos del mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. Se indica, al respecto, que "aunque (...) al no existir competencia de nuevos entrantes de estas tecnologías, la referida señal de precios resulta estéril para dichas tecnologías en la práctica en España, se considera oportuno que los titulares de estas centrales puedan retener parte de la retribución del CO2 no emitido, para que se mantenga el incentivo a realizar inversiones en mejora de la eficiencia de estas centrales".

- Finalmente, para cada central, la minoración se calcula multiplicando su producción por el coste medio ajustado.

Sobre el destino de los ingresos, se estima que deben revertir en los consumidores eléctricos, considerándose como ingresos liquidables del sistema destinados a financiar los cargos, cargos que se corresponden mayoritariamente con los regímenes retributivos específicos de las energías renovables; estos costes suponen un 65 por ciento de los aproximadamente 10.000 M€ que suman en total en 2021. No obstante, se reserva un 10 % de la recaudación para la financiación de las políticas de lucha contra la pobreza energética. Estos párrafos de la memoria parecen no tener en cuenta las últimas modificaciones introducidas en el texto del anteproyecto.

En lo que hace a los impactos de la norma, se hace referencia a los siguientes:

- Se señala, en primer lugar, que la regulación no supone impactos presupuestarios.

- Serán positivos sobre la economía en general, dado que se reducirán los precios finales de la electricidad, mejorando la competitividad de las empresas e incrementando la renta disponible de los hogares, lo que tendrá efectos beneficiosos sobre el consumo. La medida afectará a todas las centrales nucleares en operación y al 80 % de la hidráulica; también afectará hasta un máximo de 1.500MW de generación eólica anterior a 25 de octubre de 2003 y que ya ha superado su vida útil retributiva establecida en el Régimen Retributivo Específico. En cuanto a su afectación a los distintos tipos de energía, se indica lo siguiente:

* La energía nuclear produce de manera estable y durante todas las horas de año en que las centrales están disponibles, realizando ofertas bajas, incluso instrumentales, para asegurar su casación; supone de media un 20 %-21 % de la energía total producida en España. Entre 2012 y 2020, sus ingresos medios anuales por mercado han sido en promedio de unos 2.600M€. * En cuanto a la hidráulica, dejando a un lado las centrales de bombeo, se diferencian dos tipos de centrales: gestionables (con embalse) y no gestionables (fluyentes). Las segundas se comportan de manera similar a la nuclear en cuanto a sus ofertas y precios; por el contrario, la hidráulica gestionable, que se corresponde con las centrales de mayor potencia, produce principalmente en las horas punta y en los momentos en que los precios son más altos (salvo en circunstancias de exceso de agua, en las que produce en base para evitar el riesgo de tener que verter por motivos de seguridad, desperdiciando el recurso). Por tanto, la hidráulica gestionable suele percibir precios medios superiores a la media aritmética del mercado. Con la salvedad anterior, entre 2012 y 2020, se estima que la hidráulica ha obtenido unos ingresos por el mercado de, al menos, unos 1.400M€ anuales.

Se asume, en consecuencia, una producción media anual de 80TWh sujeta a minoración.

En cuanto a la internalización del CO2 en las ofertas, el coste de oportunidad del gas (bien directamente por los ciclos combinados, bien por la producción hidráulica o de otras renovables que ofertan considerando dicho coste) fija el precio en el 80 % de las horas del año e incorpora el factor de emisión del ciclo combinado de gas natural, que es de 0,37 tonCO2/MWh. De este modo, aplicando el valor de a = 0,90, con un precio medio de 50€/tonCO2 y el precio suelo de 20,68 €/ tCO2 los ingresos para el sistema como resultado de la minoración se estiman en unos 625 millones de €/año [en la memoria se dice, por error, 625 €/año]. Esta cantidad representa alrededor del 16 % de la facturación media anual de las centrales afectadas.

En relación con el número de instalaciones afectadas, existen unas 800 instalaciones que se pusieron en servicio antes del 25 de octubre de 2003, en la península, no emisoras y que no tienen régimen retributivo específico, de un total de más de 66.000 instalaciones del registro de productores. Excluyendo las instalaciones menores de 10MW, resultan unas 220 instalaciones afectadas por la minoración.

En cuanto al impacto de la medida sobre los consumidores, un ingreso de 563M€ para minorar los cargos del sistema eléctrico (correspondiente al 90 % de los ingresos procedentes de la minoración, a 50€/tCO2, puesto que el 10 % restante se destina a medidas de pobreza energética) tendría el siguiente impacto en los precios finales (con un precio el mercado de 52€/MWh) de las distintas categorías de consumidores:

* Doméstico: -2,5 % * PYME: -2,58 % * Industria: -1,49 % * Gran industria: -0,858 %

De esta manera, la norma afecta de forma más intensa a los consumidores domésticos, y su impacto es progresivo, dado que los hogares con menos rentas son los más dependientes de la energía, en primer lugar, y de la electricidad dentro de su cesta energética.

Por su parte, gracias al destino de un 10 % de lo recaudado a las Administraciones públicas para la cofinanciación del suministro eléctrico de los consumidores vulnerables severos en riesgo de exclusión social, se podrán beneficiar de esta nueva categoría hasta 367.000 nuevos hogares por cada 100M€ destinados a este fin. Para estos consumidores, el importe íntegro de su factura eléctrica pasa a estar cofinanciado por las empresas comercializadoras y las Administraciones públicas competentes, además de tener la consideración de suministro esencial, a los efectos de la imposibilidad de corte de suministro. Actualmente se encuentran acogidos al bono social 1.283.000 consumidores, aproximadamente, de los cuales 612.000 corresponden con consumidores vulnerables severos, y 7.298 se encuentran en riesgo de exclusión social. Por tanto, con la entrada en vigor de la presente medida (y suponiendo, se dice en la memoria, que se dispone de los 100M€ mencionados) el 60 % de los consumidores que actualmente pertenecen a la categoría de consumidores vulnerables severos pasarían a contar con la especial protección que se deriva de esta ley. Al mismo tiempo, estos hogares, que ya formaban parte del colectivo de consumidores vulnerables severos de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, pasarían a ser considerados consumidores en riesgo de exclusión social con la entrada en vigor de esta ley (dado que los servicios sociales de una Administración autonómica o local financiarían, al menos, el 50 % del importe de su factura, tal y como establece el artículo 4 de la referida norma). Esto provocará que las necesidades de financiación por parte de las comercializadoras de energía eléctrica se vean incrementadas (dado que, con anterioridad a la entrada en vigor de esta ley, únicamente financiaban el 40 % de la factura). Teniendo en cuenta el mismo escenario del párrafo anterior (100M€ destinados a este fin), esto se traduciría en, aproximadamente, 23M€ adicionales que deben financiar dichos sujetos, siempre que se produzca el impago de la parte correspondiente de las facturas que no es asumida por los servicios sociales de las Administraciones públicas competentes.

- En cuanto a los efectos de lo previsto en el proyecto de Ley por el que se crea el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, se señala que el impacto combinado de ambas medidas tendrá claros efectos positivos sobre el conjunto de sectores analizados y dará señales para la descarbonización y la electrificación de la economía, permitiendo reducir de forma sustancial los cargos que soporten los consumidores eléctricos, reduciendo los precios finales de la electricidad mediante un reparto equilibrado y proporcionado de su financiación entre todos los sujetos del sistema energético: consumidores, productores y suministradores de productos energéticos.

- Se estima que la norma no tendrá efectos significativos sobre la competencia.

- La norma incorpora nuevas cargas administrativas que se valoran en 26.000 euros anuales para el conjunto de los sujetos obligados.

- El impacto de género de la disposición será positivo. Se razona al respecto lo siguiente: "En la medida en que la presente norma tiene unos efectos netos positivos sobre la economía, particularmente en el ámbito doméstico, y elementos de progresividad sobre los hogares, tal y como se ha explicado más arriba, se considera que su efectiva aplicación contribuirá a la reducción de las desigualdades de género actualmente existentes".

- El proyecto carece de impacto sobre la infancia y adolescencia, en la familia, por razón de oportunidades, no discriminación y accesibilidad universal de las personas con movilidad reducida.

- El impacto ambiental será positivo, dado que la norma favorecerá la electrificación de la economía, la reducción de emisiones y el cumplimiento de los objetivos de energía y clima. Dado que la minoración solo afecta a las centrales no emisoras anteriores a 2003 [por error, se dice en la memoria 2005], el mecanismo mantiene íntegro el incentivo para la sustitución de las centrales emisoras y contaminantes por otras más limpias, como las renovables.

Finalmente, en lo que hace a la evaluación ex post, se señala que el anteproyecto no ha sido incluido en el Plan Anual Normativo de la Administración General del Estado para 2020, aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 8 de septiembre de 2020.

TERCERO.- EXPEDIENTE REMITIDO

a. Toma de conocimiento en primera vuelta por el Consejo de Ministros

Se incluye el certificado de la Ministra Secretaria del Consejo de Ministros, en el que se deja constancia de que el 1 de junio de 2021, dicho órgano había tomado conocimiento del anteproyecto.

En dicha reunión se acordó la tramitación urgente del anteproyecto, de conformidad con lo previsto en el artículo 27.1.b) de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno.

b. Trámite de audiencia e información pública

El anteproyecto se sometió al trámite de audiencia e información pública entre el 2 y el 10 de junio de 2021, mediante la publicación del correspondiente anuncio en la página web del ministerio. Se incluyen en el expediente los textos del anteproyecto y de la memoria sometidos a dicho trámite y las alegaciones presentadas.

Entre las alegaciones realizadas, muchas de ellas eran críticas con el mecanismo de minoración; así, en particular, se señalaba por distintas empresas y asociaciones representativas de diversos sectores lo siguiente:

- Algunos aducían que se vulneraban los principios del Derecho de la UE aplicables al mercado eléctrico, dado que el mecanismo previsto era susceptible de producir distorsiones en el mercado interior de energía y podía poner en peligro su carácter marginalista; también se señalaba que un precio único de la energía eléctrica en cada mercado que refleje el precio del CO2 es un pilar básico del Mercado europeo interior de la electricidad y del Mercado de derechos de emisión. En particular, se aducía que se contravenía la prohibición de intervenir en la formación de precios [artículo 3 del Reglamento (UE) 2019/943]. También se alegaba que la medida tenía la consideración de ayuda de Estado inversa, dado que introducía diferencias de trato entre tecnologías; se indicaba que la norma no tenía un análisis sobre la competencia en el mercado, e introducía distinciones de trato en función de la fecha en entrada en funcionamiento de la instalación; además, penalizaba de forma injusta a las instalaciones puestas en funcionamiento antes de 2005. También se ha señalado que la norma constituía una arbitraría intervención en el mercado y en la libre formación de precios, contraria a lo expuesto en los considerandos 6 y 22-24 de la parte expositiva y artículos 3 y 7.2 del Reglamento 2019/943, al artículo 38.1 del Reglamento (EU) 2015/1222 y al artículo 5.7 de la Directiva (EU) 2019/944.

- También se ha aducido que el mecanismo previsto es contrario a Derecho, subrayando la diferencia entre las medidas ahora previstas y las establecidas durante el período 2006-2009; otros alegaban que la norma no respetaba el principio de proporcionalidad, y que había mecanismos menos incisivos en la intervención en el mercado, como la reducción de los impuestos; también se proponían mecanismos como el establecimiento de un precio regulado para las centrales nucleares, como en Francia, garantizando una rentabilidad adecuada, pero suficiente.

-Se aducía también que era una norma contraria al principio "quien contamina paga".

- Muchos agentes proponían adelantar la fecha relativa a las instalaciones a las que se aplicará la minoración -prevista en el texto en aquel momento sometido a audiencia para 2005 y no para 2003, como recoge el texto definitivo-, tomando en consideración la publicación del Libro Verde (2000) que ya adelantaba la posibilidad de establecer un régimen de comercio de derechos de emisión.

- También se hacía referencia a los efectos adversos que podría tener el mecanismo de minoración en relación con los contratos de compraventa de energía (PPA, en sus siglas en inglés, Power Purchase Agreement) y, en particular, sobre los contratos de futuro ya celebrados. En este sentido, se proponía excluir los volúmenes de energía sujetos a contratos bilaterales o a plazo.

- Muchos agentes ponían de manifiesto la necesidad de tener en cuenta las minoraciones en relación con la base imponible de los impuestos aplicables, como es el caso del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (en lo sucesivo, IVPEE).

- Algunas de las propuestas iban dirigidas a mitigar los efectos de la propuesta; así, por ejemplo, se sugería que el establecimiento del mecanismo se hiciera de forma gradual en el tiempo; otros proponían cambios en el ámbito de aplicación, excluyendo de la minoración las instalaciones de potencia igual o inferior a 50 MW (en lugar de los 10 MW que actualmente se contemplan); también se proponía excluir ciertas horas de la liquidación del mecanismo (como, por ejemplo, cuando el precio de la energía eléctrica fuera igual a 20 €/MWh).

También se recogen observaciones de signo diverso sobre el destino que debía darse a los ingresos procedentes de la minoración y la posibilidad de que pudiera dar lugar a disminuciones de las aportaciones del Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE); a este respecto, mientras algunos agentes -como los representantes del sector de hidrocarburos- consideraban que el mecanismo regulado debía dar lugar a la disminución de las aportaciones de dicho Fondo, otros hacían la propuesta contraria -en particular, los representantes del sector eléctrico-. Algunos agentes (como los representantes de los consumidores electrointensivos) consideraban que los ingresos debían favorecer la reducción del precio de los consumidores industriales, en particular de aquellos en situación de riesgo de fuga de carbono. También se proponía utilizar los ingresos para disminuir otras cargas impositivas (IVPEE). Muchas de las alegaciones han insistido en la incidencia de la norma desde la perspectiva de la seguridad jurídica. Así, se ha señalado que la medida podía desincentivar la inversión en generación renovable, al ser contraria a la estabilidad regulatoria.

No obstante, otras entidades valoraban favorablemente la medida, al considerar que el mecanismo contribuiría a mejorar la equidad del mercado de producción de electricidad, mejorando la situación de los consumidores.

Es útil también señalar algunas de las observaciones realizadas por los sectores particularmente afectados por el anteproyecto.

Así, los representantes de la generación nuclear manifestaban, aportando datos, que con las medidas previstas, las centrales nucleares podían dejar de ser viables económicamente. También se aducía que las centrales nucleares habían tenido en 2020 un flujo de caja negativa, con pérdidas superiores a los 1000 M€. Dado que cada vez los precios son más bajos, podía estar en juicio la viabilidad de estas instalaciones. Por otra parte, se señalaba que la decisión de renovar las autorizaciones de explotación de algunas instalaciones era muy reciente y, en todo caso, posterior a la creación de los mercados de emisión, y que en caso de conocer las medidas, no se habrían tomado. Se considera que se estaba penalizando a tecnologías no emisoras. Se señalaba también que las medidas propuestas iban en sentido contrario a las recientes recomendaciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su informe "Spain 2021: Energy Policy Review" que aboga, entre otras actuaciones, por vigilar la situación financiera del parque nuclear para evitar su cierre anticipado.

También han presentado alegaciones las asociaciones representantes del sector de generación renovable. Cabe destacar los siguientes aspectos:

- Con carácter general, proponían excluir del mecanismo la generación eólica, dado que no habían amortizado los costes y era una tecnología "contestable" (criterio que, como luego se verá con mayor detalle, al tratar el informe de la CNMC, se incluía en la parte expositiva de la versión sometida a audiencia). Se insistía por estas asociaciones que la norma generaba inseguridad regulatoria para ulteriores inversiones, habida cuenta en particular de los continuos cambios regulatorios que han sufrido las instalaciones renovables.

- Se aducía que la generación renovable no gestionable -como es el caso de la eólica y de la hidráulica sin capacidad de embalse- recibía un precio muy inferior en el mercado mayorista al que perciben otras tecnologías, como la nuclear o la hidráulica gestionable. Se subraya por muchos de los alegantes el diferente efecto de la norma para las distintas tecnologías: esta metodología de cálculo introduce efectos discriminatorios entre las distintas tecnologías, pues mientras las centrales nucleares producen casi todas las horas del año y la hidráulica gestionable produce principalmente en las horas punta y en los momentos en que los precios son más altos, en el caso de las centrales eólicas no se tenía en cuenta que su funcionamiento se produce en los momentos de menor precio; por ello se proponía que el cálculo de la minoración se llevase a cabo de forma horaria para cada instalación, de modo que no penalice a aquellas tecnologías o instalaciones con un funcionamiento mayor en las horas con menor participación de tecnologías emisoras.

- Algunas de sus alegaciones iban dirigidas a introducir mecanismos que atenuaran los efectos, como el establecimiento de un "suelo" en el precio del mercado eléctrico por debajo del cual no se minorase el coste del CO2; también se proponía excluir a las instalaciones que participasen en proyectos de repotenciación o hibridación.

- Por parte de los representantes de este sector también se afirmaba que habían existido muchas operaciones de compra de activos renovables con acta de puesta en marcha antes de 2005, que habían sido adquiridos por terceros en una fecha posterior, y que no podían esperar los efectos de la minoración; en análogo sentido, se aludía a las inversiones para el alargamiento de la vida útil de estas instalaciones, realizadas sobre la base de las expectativa de precio que no incorporaban la minoración.

En relación con dichas observaciones, es conveniente extractar, aun en su extensión, el análisis de estas observaciones que se hace en la memoria:

"En relación con las alegaciones recibidas durante la sustanciación del trámite de audiencia pública realizado a través de la página web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, así como a través del Consejo Consultivo de Electricidad e Hidrocarburos, debe mencionarse que la inmensa mayoría de las mismas abordan aspectos que ya han sido analizados (y en la mayoría de los casos incorporados) en el informe de la CNMC al anteproyecto de ley: la fijación de una fecha anterior a la inicialmente propuesta (como así se ha hecho, retrasando la fecha inicial de marzo de 2005 al 13 de octubre de 2003), aspectos relacionados con el bombeo, las hibridaciones y repotenciaciones, propuestas alternativas al destino de los ingresos provenientes del dividendo del CO2, etc. No obstante lo anterior, merecen destacarse algunas alegaciones que no reflejan fielmente el espíritu de la medida ni su ámbito subjetivo ni objetivo y que, por tanto, requieren un cierto análisis. De entre ellas, se destacan aquellas alegaciones que cuestionan la medida desde un punto de vista de la señal que esta medida regulatoria ofrece a nuevas inversiones en un entorno alta penetración de renovables, llegando incluso a poner de manifiesto que el presente anteproyecto de ley genera una alta incertidumbre regulatoria y pone en riesgo la consecución de los objetivos de integración de renovables previstos en el PNIEC 2021-2030. A este respecto, debe insistirse en que la medida propuesta no debería alterar las señales de inversión en nuevas instalaciones, dado que el mecanismo de minoración solo afecta a aquellas instalaciones cuya puesta en servicio fue anterior a la aprobación de la Directiva 2003/87/CE y, por tanto, las nuevas inversiones que se realicen en instalaciones de generación a partir de fuentes de energía renovables contarán con todo el incentivo relativo al "dividendo del CO2" en sus análisis de evaluación y viabilidad económica de la inversión. En este punto, merece la pena volver a constatar que el instrumento propuesto afecta únicamente a aquellas instalaciones que no pudieron prever la existencia de unos ingresos sobrevenidos por CO2 cuando tomaron la decisión de inversión. Relacionado con lo anterior, algunas alegaciones ponen de manifiesto que el instrumento propuesto "neutraliza" las señales ofrecidas por el mercado de carbono (mercado ETS) que entró en vigor en España con la aprobación de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, pero este argumento puede rebatirse en idénticos términos al anterior: El mercado de CO2 mantiene toda su fortaleza en su capacidad para obligar a las industrias y producciones a que internalicen el coste del CO2 tanto en sus procesos de toma de decisión de nuevas inversiones como en sus procesos de operación y funcionamiento. No se puede objetar, en definitiva, que esta medida tenga un impacto innegable en estos mercados, ni que neutralice o anule la señal de CO2 que el mismo ofrece. Otras alegaciones argumentan que la medida supone un cierto intervencionismo en los mercados mayoristas de energía dado que altera, de facto, el proceso de casación marginalista existente en el mercado diario de energía eléctrica, pero tampoco debería prosperar este argumento puesto que en ningún caso se pretenden alterar las reglas del mercado mayorista (que, además, tienen su origen en última instancia en normativa europea) ni alterar el referido proceso de casación marginalista. La medida propuesta no afecta al excedente del productor, tal y como se apunta, sino que únicamente se pretende poner solución a una situación sobrevenida relacionada con el dividendo de CO2 en los términos ya expuestos: no se interviene la señal del CO2 con carácter erga omnes, sino, en todo caso, únicamente a aquella parte de la señal que resulta sobrevenida para ciertos productores que se han visto beneficiados por la introducción novedosa de un instrumento regulatorio (el mercado ETS). A mayor abundamiento, tampoco no se pretenden alterar las señales que ofrecen otros inductores de coste, como por ejemplo el gas natural (materia prima que las centrales de ciclo combinado necesitan incorporar en el proceso de producción de energía eléctrica y que, por tanto, también internalizan en sus ofertas de venta en el mercado eléctrico)".

c. Informe de la CNMC

La CNMC emitió un informe sobre el anteproyecto el 17 de junio de 2021.

Dicho informe fue precedido de una consulta al Consejo Consultivo de Electricidad; las alegaciones de sus miembros se incluyen en el expediente.

El informe de la CNMC recoge una valoración favorable del anteproyecto, pues considera que regula un mecanismo que permitirá trasladar el ingreso percibido por ciertas instalaciones de generación por el coste asociado a la internalización del impacto medioambiental en el precio del mercado de electricidad, a los consumidores eléctricos y a la actividad económica en su conjunto; además, se señala, esta medida se plantea en un escenario de evolución creciente del precio de los derechos de emisión de CO2 y ante un contexto de fijación de unos objetivos más ambiciosos de reducción de emisiones a 2030 por parte la Comisión Europea.

No obstante, se hacían diversas propuestas, muchas de ellas, de particular importancia, relativas a aspectos dirigidos a eliminar los posibles impactos del mecanismo de minoración en el precio del mercado mayorista. Además de ello, se indicaba lo siguiente:

- En primer lugar, se hacía una observación sobre la determinación de las instalaciones afectadas, que en la versión consultada de la norma eran aquellas con fecha de acta de puesta en servicio anterior al 11 de marzo de 2015, fecha de la entrada en vigor de la Ley 1/2005, de 9 de marzo, por la que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. Se indicaba a este respecto que la Ley 1/2005, de 9 de marzo, era el resultado de la tramitación como proyecto de ley del Real Decreto-ley 5/2004, de 5 de agosto, por el que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, que había entrado en vigor el 29 de agosto de 2004. En la redacción final de la norma se ha adoptado como fecha de referencia el 25 de octubre de 2003, fecha de publicación de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE.

- Una segunda observación se hacía en relación con el carácter "no contestable" de las instalaciones afectadas por la minoración. En la redacción de la exposición de motivos del texto que fue consultado a la CNMC se justificaba la procedencia de llevar a cabo la minoración por el carácter no contestable de las instalaciones afectadas: con este carácter no contestable se hace referencia a la imposibilidad o improbabilidad de que se pongan en funcionamiento nuevas instalaciones de la misma tecnología. Dicho carácter no contestable se predicaba, en particular, de las instalaciones nucleares y de la hidráulica gestionable, dado que las condiciones sociales o ambientales hacen difícil que se puedan establecer nuevas instalaciones nucleares o hidráulicas con embalse. Este criterio de la contestabilidad de las tecnologías había sido manejado por el TJUE en la Sentencia de 17 de octubre de 2013, en la que se examinó la conformidad con el Derecho europeo del mecanismo de minoración de los ingresos derivados de la asignación gratuita de los derechos de emisión.

Sin embargo, dice a continuación el informe, la delimitación del ámbito de aplicación se extendía también a cualquier tecnología no emisora, lo que incluye también a las instalaciones eólicas, que sí que son contestables, como demuestra el hecho de que se esté incrementando el número de dichas instalaciones. Añade a continuación el informe:

"Desde un punto de vista económico, las centrales que -por sus características- sean replicables ven limitada su capacidad de obtener una sobrerretribución, debido a que la incorporación de nuevos entrantes hará que se incremente la competencia en el medio plazo, llevando los precios de mercado a unos niveles más bajos.

Por contraposición, la ausencia, en el momento actual, de esa replicabilidad (debida a diversos motivos: tecnología, dimensiones, impacto ambiental o social...) podría justificar una limitación a los sobreingresos que obtendrían estas centrales derivados del mercado de los derechos de CO2. De hecho, como se ha indicado, en el propio preámbulo del anteproyecto se incluye esta justificación. Sin embargo, como se pone de manifiesto en la MAIN del anteproyecto (en el apartado de análisis de impactos), se prevé que el anteproyecto afectará, en realidad, a 1.500 MW de generación eólica -tecnología claramente contestable- que, en la actualidad, ya han superado la vida útil retributiva (prevista en el mecanismo de retribución regulada) [esta cifra es considerablemente menor tras las últimas modificaciones introducidas en el anteproyecto]".

Por ello, se señalaba en el informe que, conjuntamente a la fecha de entrada del mecanismo de comercio de derechos de emisión que contempla el anteproyecto, "cabría plantearse la introducción de un criterio de ausencia de contestabilidad de las instalaciones en la determinación del ámbito subjetivo de la medida que permita excluir a las instalaciones contestables"; de este modo, dado que el criterio de "no contestabilidad" no concurre en el caso de las eólicas, estas, aun siendo anteriores al 25 de octubre de 2003, quedarían excluidas del ámbito de aplicación de la norma. La misma idea se destaca en la conclusión del informe, al señalar que el requisito de ser una tecnología no contestable encaja de una forma más adecuada con el objeto de la medida y con la racionalidad económica.

- En tercer lugar, se indicaba que "se considera necesario que se aborde con un enfoque global del sector energético en su conjunto, una reforma de la fiscalidad, orientada al cumplimiento más eficiente de los objetivos fijados en el PNIEC".

- Asimismo, se hacían determinadas sugerencias para corregir algunos efectos en el mercado de electricidad; en particular, se incluían observaciones en relación con los siguientes aspectos: la minoración en el caso de las instalaciones de bombeo (que en la redacción final de la norma se regulan en una disposición adicional); el impacto en relación con los contratos existentes (a este respecto, se señalaba que, dado que pueden existir varias contrataciones firmes realizadas una vez que se apruebe la ley, "sería conveniente que se contemplara un plazo suficiente para su entrada de vigor, de tal forma que los sujetos conocieran con antelación a la formalización de nuevos contratos, la fecha de su aplicación, así como que tengan la oportunidad de renegociar los contratos preexistentes que se pactaron antes de conocer el anteproyecto"); y la posible internalización de las ofertas de la generación afectada por la minoración de ingresos (a este respecto, se proponía establecer un umbral de precio mínimo relacionado con el coste del CO2, como finalmente se ha introducido en la versión final del anteproyecto).

- En relación con el destino de los ingresos, se hacía alguna observación en relación con la redacción del anteproyecto, que en la versión consultada determinaba que serían destinados a financiar los cargos del sistema eléctrico. Se estimaba por la CNMC que los ingresos deberían utilizarse para minorar el coste de energía y no los cargos, lo que determinaría que las liquidaciones debieran ser hechas por el operador del sistema.

- Finalmente, se incluían en el informe una serie de consideraciones particulares que pueden ayudar a conseguir una estimación más ajustada de los sobreingresos realmente percibidos por las instalaciones por la internalización del precio del CO2 en el mercado de electricidad. Muchas de estas observaciones se referían específicamente al cálculo de la cuantía de la minoración. También se señalaba el problema que podía plantear la relación entre la minoración de los ingresos y la liquidación de los impuestos aplicables a la producción eléctrica. Sobre este aspecto, sobre el que se tratará en extenso en el apartado V.5.B de las consideraciones de este dictamen, conviene extractar el informe, que dice así:

"No se especifica en el anteproyecto ni en la MAIN la relación entre la minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica y la liquidación de los impuestos aplicables a la misma. La minoración de los ingresos, tal como está prevista en el anteproyecto, efectuada con posterioridad a la liquidación de la energía por el Operador del sistema, debería reducir la base imponible de todos aquellos tributos que graven el valor de la energía producida o la retribución obtenida por la energía que el contribuyente produce e incorpora al sistema eléctrico. Si no se ajustara el contenido del artículo 6 de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, podría interpretarse que la base imponible del impuesto se calcula sin tener en cuenta la minoración regulatoria que ahora se introduce. Esto podría hacer que se "gravase" los mismos ingresos por dos vías alternativas. Para evitar esta situación, el anteproyecto tendría que incorporar una modificación de la Ley 15/2012 para prever expresamente que el importe que se tomará como base imponible será el de los ingresos reales (previa minoración del importe de la detracción que se introduce).

Por otra parte, al objeto de evitar disfuncionalidades, en caso de mantenerse la redacción actual de los artículos 5 y 6 del anteproyecto, debe garantizarse la uniformidad entre los devengos y periodos impositivos de los tributos y el procedimiento previsto para el cálculo, notificación y pago de las minoraciones. Esto podría requerir la modificación legal de las normas tributarias correspondientes o bien establecer mecanismos de coordinación".

d. Informe de la Dirección General de Régimen Autonómico y Local, de 12 de julio de 2021

Se señala en el informe que el contenido de la norma se ampara en los títulos competenciales recogidos en el artículo 149.1, apartados 13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuyen al Estado las competencias exclusivas para determinar las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y las bases del régimen minero y energético, respectivamente. No se formulan observaciones.

e. Informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital, de 13 de julio de 2021

No se hacen observaciones al texto.

No obstante, el 14 de julio siguiente se remitió un nuevo texto en el que se hacían algunas observaciones. En particular, se indicaba lo siguiente:

"Este asunto fue abordado en la Comisión General de Secretarios de Estados y Subsecretarios con motivo de la tramitación del texto en primera vuelta. En aquel momento, desde la Dirección General de Política Económica de este departamento se expresó la necesidad de reforzar el análisis de costes de las tecnologías potencialmente afectadas por el anteproyecto de ley a efectos de determinar, con la mayor precisión posible, el nivel de sobre retribución existente. Subyacía una preocupación con relación a la tecnología nuclear y a su relevante papel como respaldo de la producción renovable durante este periodo de transición hacia un modelo eléctrico (y energético en general) totalmente descarbonizado. Aunque esta nueva versión sigue sin aportar información adicional al respecto, lo cierto es que incorpora algunas modificaciones que contribuyen a mejorar significativamente el texto normativo. Es el caso del establecimiento de un Price floor [Precio suelo] en el precio de los derechos, del nuevo tratamiento específico de las hibridaciones, las repotenciaciones y los bombeos así como la adaptación de la base imponible del impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica para tener en cuenta la minoración de ingresos".

Se hacían las siguientes observaciones:

- Convendría ampliar la memoria del análisis de impacto normativo (MAIN) en relación con el eventual impacto de la nueva norma sobre los contratos bilaterales.

- En lo que se refería a los ingresos derivados de la minoración, se indicaba que destinarlos a los pagos de capacidad (pero manteniendo la financiación parcial de los cargos en la medida en que los ingresos del anteproyecto normativo superan al importe de los cargos) añade una complejidad adicional al sistema que, desde una perspectiva de transparencia, dificulta en gran medida la comprensión del funcionamiento del sistema eléctrico. Por ello, se sugería considerar la posibilidad de destinar los ingresos del anteproyecto a financiar las aportaciones del sistema eléctrico al futuro FNSSE, manteniendo inalterada la contribución de los sujetos obligados del sector gasista y de los productos petrolíferos.

- Se debería explicar mejor cuál es la novedad que se incorpora mediante la disposición adicional sexta que establece un plazo de seis meses para que los concesionarios de derechos privativos al uso del agua para producción hidroeléctrica afectados por el anteproyecto de ley puedan renunciar al mismo y solicitar a la administración hidráulica competente la extinción de tal derecho.

f. Informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, de 13 de julio de 2021

En el informe se señala que por parte de la Secretaría General Técnica no se encuentran obstáculos a la tramitación de la norma.

Se reseña también que la Secretaría General de Industria y de la Pequeña y Mediana Empresa consideraba que la propuesta era favorable para los consumidores. No obstante, se proponía que en lugar de bajar los cargos, se aplicara la bajada directamente a los precios de la energía, lo que beneficiaría a la industria más intensiva. También se sugería que se considerasen conjuntamente, incluso en un único anteproyecto, el texto sometido a informe y el del FNSSE. Se apuntaba la posibilidad de que los efectos de la norma fueran "contrarrestados por las empresas verticalmente integradas aumentando los precios de otras tecnologías", lo que podría conllevar un aumento del precio.

g. Informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio de Hacienda, de 14 de julio de 2021

Se recogían las siguientes observaciones:

- En primer lugar, se objetaba la disposición adicional segunda del texto consultado, finalmente excluida del anteproyecto, que modificaba la Ley 15/2012, de 27 de noviembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética; en relación con la articulación de la minoración con el pago del tributo contemplado en dicha ley, se indica que "si en el momento de realizar la correspondiente autoliquidación el contribuyente careciera de los datos definitivos para liquidar el impuesto, como consecuencia de la falta de suministro en plazo de los datos definitivos de las retribuciones a percibir por parte del organismo o institución correspondiente del mercado eléctrico, el contribuyente deberá presentar una autoliquidación con base en los datos que provisionalmente obran en su conocimiento y, con posterioridad, una vez conocidos los datos definitivos, proceder a la corrección de la correspondiente autoliquidación", para lo cual podrá instar la solicitud de rectificación de la autoliquidación originaria o presentar una autoliquidación complementaria, de conformidad con los artículos 120.3 y 122 de la Ley General Tributaria.

En segundo, en lo que se refiere al impacto en presupuestos, se indicaba que la norma sí que iba a tener impacto, dado que la minoración de ingresos supondrá una disminución de la base imponible del tributo regulado en dicha ley.

h. Informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, de 14 de julio de 2021

Se recoge una valoración favorable del anteproyecto, por ajustarse a Derecho.

Y, en tal estado de tramitación, el expediente fue remitido al Consejo de Estado para dictamen.

En la Orden de consulta se deja constancia de su "extraordinaria urgencia", dado que está prevista la aprobación del texto como proyecto de ley en el Consejo de Ministros del 3 de agosto; por esta razón, se solicita la emisión del dictamen antes del 29 de julio.

Ya en el Consejo de Estado la consulta, han solicitado audiencia y les ha sido concedida- diversas entidades y asociaciones del sector.

Han presentado escritos en dicho trámite ACCIONA, la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelec), la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), EDP España, S. A. U., Endesa, S. A., Foro de la Industria Nuclear Española; Iberdrola España, S. A., Naturgy Energy Group, S. A.. Entre las alegaciones realizadas, que en buena medida reiteran las realizadas en los trámites anteriores, cabe destacar las siguientes:

- Por parte de muchos de los agentes se insistía en que la norma vulneraba el Derecho de la UE, aduciendo sus diferencias con el mecanismo que estuvo en vigor entre 2006-2009 y con el asunto resuelto por la Sentencia del TJUE de 17 de octubre de 2013, que suponía una intervención no justificada en el mercado y que podían ser constitutivas de ayudas de Estado; por ello, se proponía supeditar la aplicación del mecanismo a la autorización por parte de las autoridades de la UE; también se alegaba que eran contrarias a la regulación del régimen de comercio de derechos de emisión, y que el encarecimiento de los derechos de CO2 es un efecto deseado de la regulación de la UE.

- También se alegaba que era contraria al Derecho interno, por vulnerar el principio de igualdad recogido en los artículos 14 y 31 de la Constitución, del derecho fundamental de la propiedad privada y del 38 de la Constitución y el principio de interdicción de la arbitrariedad (artículo 9.3 de la Constitución). Dicho carácter discriminatorio se basa, a juicio de los alegantes, en la circunstancia de que solo afectaba a las instalaciones cuya acta de puesta en servicio fuera anterior al 25 de octubre de 2003, en que no se aplicaba a las instalaciones de menor potencia. También se aducía la discriminación entre la tecnología hidráulica -a la que se daba la posibilidad de renunciar a las concesiones- y la nuclear -respecto de las cuales no se contemplaba la posibilidad del cese-. Asimismo, se ha aludido al carácter confiscatorio de la medida.

- En cuanto a la tramitación, se indicaba que se había prescindido del informe previo del Comité de Personas Expertas de Cambio Climático y Transición Energética previsto en el artículo 37 de la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Energética.

- En particular, se resaltaba su negativo impacto sobre las centrales nucleares, algunas de las cuales se podían ver obligadas a solicitar la autorización para el cese en la explotación. Se argumentaba, a este respecto, que las centrales nucleares podían no alcanzar las retribuciones necesarias para su viabilidad. También se ha sostenido que la norma era contraria al principio de confianza legítima, entre otras razones, porque las renovaciones de las autorizaciones de explotación eran posteriores a 2003 por todo ello, se proponía excluir a dichas centrales nucleares del ámbito de aplicación de la norma. Alguna de las alegantes proponía establecer para estas centrales un régimen económico de generación que garantizase una retribución adecuada.

- También proponía alguna entidad excluir las centrales eólicas del ámbito de aplicación de la medida (o, subsidiariamente, rebajar el parámetro de minoración), cuya situación es diversa respecto a las centrales nucleares e hidráulicas, pues no pueden modular la producción y perciben un precio de mercado inferior; a este respecto, se señalaba la falta de justificación de la eliminación de la referencia a la "no contestabilidad" de las instalaciones en la última versión del anteproyecto.

- Se subrayaba que la norma podía crear graves distorsiones en el mercado. Así, se aludía a que podía dar lugar a que los agentes sujetos a minoración internalizaran el coste en sus ofertas, lo que podía dar lugar a la elevación de precios. De forma expresiva, dice uno de los agentes que "la experiencia de intervenciones similares demuestra que éstas no consiguen sus objetivos, y que su único efecto es generar comportamientos imprevisibles de los agentes del mercado". También se ponían de manifiesto los efectos sobre los contratos a plazo ya celebrados, proponiendo el establecimiento de un período de adaptación.

- Una de las entidades, que valoraba positivamente el planteamiento de medidas con la finalidad de incentivar el proceso de electrificación de la economía, realizaba alegaciones en relación con la determinación de los cargos del sistema. Se señalaba la necesidad de observar y respetar escrupulosamente el principio de sostenibilidad económica y financiera establecido en el artículo 13 de la LSE, en toda revisión de cargos que se lleve a cabo de conformidad con la disposición adicional segunda del anteproyecto. También se señalaba la necesidad de proceder al desarrollo reglamentario del procedimiento general de liquidaciones, contemplando separadamente la liquidación de peajes y cargos y la obligación de financiar los eventuales desajustes de forma separada.

- Finalmente, se proponían medidas alternativas (como la eliminación de tributos que gravan la producción o destinar los ingresos obtenidos por las subastas de derechos de CO2 abonados por las empresas del sector eléctrica a la finalidad de reducir los precios de electricidad), o dirigidas a mitigar los efectos de la norma (como su aplicación gradual o el establecimiento de un precio mínimo de la energía para aplicar la minoración).

I.- OBJETO DE CONSULTA

Tiene por objeto la consulta el anteproyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico.

Se solicita el dictamen del Consejo de Estado con carácter potestativo, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 25 de su Ley Orgánica, correspondiendo el despacho de la consulta a la Comisión Permanente.

II.- COMPETENCIA DEL ESTADO

El anteproyecto de Ley fundamenta la competencia del Estado en los títulos recogidos en el artículo 149.1, reglas 13.ª y 25.ª, de la Constitución, relativas a las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y a las bases del régimen minero y energético, respectivamente.

A juicio del Consejo de Estado, resulta pertinente la cita de tales títulos competenciales, de conformidad con la jurisprudencia del Tribunal Constitucional.

En lo que hace al título contenido en la regla 13.ª, la STC 18/2011, en su FJ 6.º, recordaba la doctrina conforme a la cual "dentro de la competencia de dirección de la actividad económica general tienen cobertura "las normas estatales que fijan las líneas directrices y los criterios globales de ordenación de sectores económicos concretos, así como las previsiones de acciones o medidas singulares que sean necesarias para alcanzar los fines propuestos dentro de la ordenación de cada sector" (STC 95/1986, FJ 4 y, en los mismos términos, STC 188/1989, FJ 4, con cita de las SSTC 152/1988 y 75/1989)". Por ello, dentro de dicha competencia estatal se incluyen "no sólo las genéricas competencias relativas a las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, sino también las más específicas de ordenación del sector energético, referentes a las bases del régimen del mismo".

También es evidente la relevancia del título recogido en la regla 25.ª, dado que la regulación versa sobre aspectos esenciales de los regímenes del sector eléctrico. En este sentido, como recordaba el dictamen número 576/2020, sobre el proyecto de Real Decreto por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica, ha de subrayarse la importancia y alcance que tiene la competencia básica estatal cuando se trata de regular el régimen económico del sistema eléctrico, dado su carácter unitario, que impide que cada uno de sus aspectos sea regulado de forma diversa en cada territorio.

Por lo demás, igual conclusión se recoge en el informe de la Dirección General de Régimen Jurídico Autonómico y Local.

En suma, la norma cuyo anteproyecto se consulta es conforme con la distribución constitucional de competencias.

III.- RANGO DE LA DISPOSICIÓN

Dadas las materias que son objeto de regulación, el rango de ley que tendrá la norma es adecuado y necesario. Esta exigencia deriva, en particular, de que a través del régimen se establece una minoración en la retribución de determinados agentes del sector eléctrico. Por lo demás, el anteproyecto afecta de forma relevante al régimen económico de la actividad de generación de energía eléctrica, cuyos criterios vertebradores están establecidos en normas de rango legal, como es el caso, en particular, de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

IV.- TRAMITACIÓN DE LA NORMA

La tramitación del anteproyecto se ha ajustado, en términos generales, a lo establecido en el artículo 26 de la Ley del Gobierno.

La omisión del trámite de consulta previa, previsto en el apartado 2 de dicho artículo, es conforme con dicha regulación, dada la urgencia en la tramitación del anteproyecto, declarada por Acuerdo del Consejo de Ministros de 1 de junio de 2021.

Por otra parte, se ha llevado a cabo el trámite de audiencia e información pública y se ha recabado el informe de la CNMC, que fue precedido de la consulta al Consejo Consultivo de Electricidad. Tanto las observaciones realizadas en aquellos trámites como las incluidas en el informe de la CNMC han sido objeto de valoración por el departamento consultante, en la memoria del análisis de impacto normativo. Con todo, estima el Consejo de Estado que sería adecuado hacer una valoración más detallada de algunas de las observaciones realizadas por las empresas y asociaciones representativas del sector, a algunas de las cuales se hará referencia en los apartados siguientes de este dictamen.

Se ha aducido, por una de las entidades que ha solicitado audiencia ante el Consejo de Estado, que no se ha recabado el informe del Comité Personas Expertas de Cambio Climático y Transición Energética previsto en el artículo 37 de la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética. A este respecto, debe tenerse presente que dicho precepto no prevé el informe preceptivo de dicho órgano en relación con los proyectos y anteproyectos que se tramiten en materia de energía y cambio climático. No obstante, es preciso hacer alguna consideración.

En primer término, cabe destacar que consta la participación a través del Consejo Consultivo de Electricidad del Consejo de Consumidores y Usuarios, "órgano nacional de consulta y representación institucional de los consumidores y usuarios" (artículo 38 del Real Decreto Legislativo 1/2007, de 16 de noviembre, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley General para la Defensa de los Consumidores y Usuarios y otras leyes complementarias). Dicho organismo no presentó alegaciones. El Consejo de Estado, en línea con lo ya señalado en el dictamen número 331/2021, ha de subrayar la importancia que tiene la participación de los representantes de los consumidores domésticos en la tramitación de normas del sector eléctrico, que si bien presentan a menudo una gran complejidad técnica y jurídica, tienen una incidencia muy relevante en aquellos. Así sucede, en particular, en este caso, en el que la aplicación del mecanismo de minoración dará lugar previsiblemente a una bajada del precio de la energía eléctrica. A menudo, se constata que la escasa participación de sus representantes contrasta con la amplia intervención de los representantes de los agentes de los sectores y de los consumidores industriales. Por ello, a la vista de la importancia que tiene su participación, y la necesidad de garantizar una intervención equilibrada de los distintos agentes afectados por una regulación, se sugiere, en línea con lo señalado en el citado dictamen, que en futuras regulaciones se facilite e incentive, en lo posible, la participación de los representantes de los consumidores, permitiéndoles, a través de los mecanismos que se estimen oportunos, identificar las consecuencias de la regulación.

Por otra parte, de forma reiterada viene poniendo de manifiesto el Consejo de Estado la necesidad de llevar a cabo una consulta directa a las comunidades autónomas en aquellos casos en los que, como ocurre ahora, la regulación proyectada es susceptible de afectar de forma directa o relevante a sus competencias o intereses. Es cierto que están representadas en el Consejo Consultivo de Electricidad, y que pueden también intervenir en el trámite de información pública que se instrumenta a través de la publicación de un anuncio en la página web del departamento. Sin embargo, como también se señalaba en el citado dictamen número 331/2021, la intervención de las comunidades autónomas no se configura, en rigor, como parte del trámite de audiencia y participación pública - dirigida en principio a los operadores privados- sino como trámite de consulta, que es el pertinente en relación con otros órganos de la Administración General del Estado y también con las administraciones autonómicas. En el presente caso, dada la urgencia en la tramitación de la norma, y habida cuenta de su participación en el Consejo Consultivo de Electricidad, no se considera procedente devolver el expediente, dada la urgencia en la tramitación del anteproyecto.

Por último, se ha aducido a lo largo del procedimiento que la norma podría suponer ayudas de Estado -por imponer diferencias de trato entre distintas tecnologías- y que la regulación podría resultar contraria a la regulación del mercado eléctrico que se establece en el Derecho europeo. El Consejo de Estado no comparte dichas consideraciones, si bien sí que estima que resulta útil en estas situaciones realizar consultas informales con las autoridades europeas, lo que podría dejarse apuntado, en el caso de que se hayan producido, en la memoria, en el apartado correspondiente a la tramitación.

Por último, se suscitan también algunas consideraciones en relación con la memoria que, en aras de la mayor claridad y para evitar repeticiones innecesarias, se analizarán en el apartado siguiente, relativo a la valoración de la norma consultada.

V.- MARCO NORMATIVO Y PRINCIPALES DECISIONES ADOPTADAS. VALORACIÓN GENERAL DE LA NORMA

1. Breve descripción del mecanismo de minoración

Dada la complejidad técnica del mecanismo previsto, y con el fin de poder explicar de forma clara las observaciones que se harán y la valoración de la norma, resulta necesario hacer una breve descripción del mecanismo previsto en la norma. La finalidad no consiste en hacer una descripción técnica precisa del mecanismo, sino de establecer el contexto en el cual cobrarán sentido aquellas observaciones.

La situación que trata de corregir el anteproyecto se explica en función de dos supuestos que concurren en el mercado mayorista de electricidad:

- El primero de dichos supuestos es su carácter marginalista, que determina que las ofertas de energía de cada unidad se ordenen por precios, y que el precio final de toda la energía contratada sea determinado por el de la última oferta necesaria para satisfacer la demanda. Dada la actual composición del mix energético, la tecnología marginal -esto es, aquella cuyas instalaciones determinan el precio que percibirán todas las unidades de energía vendidas- es durante buena parte del tiempo la vinculada con el gas natural (centrales térmicas de ciclo combinado o de Fuel-Gas).

- El segundo supuesto consiste en la exigencia que tienen estas tecnologías de contar con derechos de emisión por cada unidad de CO2 que genere la producción de energía eléctrica. Ello determina que los derechos de emisión supongan un coste en la generación de electricidad que es internalizado en el precio al cual se vende la energía eléctrica en el pool. Pero, dado que el precio marcado por los ciclos combinados, cuando son la tecnología marginalista, beneficia a todos los agentes productores de electricidad cualquiera que sea su tecnología utilizada, ello quiere decir que todos ellos se van a beneficiar del sobreprecio de la energía derivado del coste de emisiones de CO2 que ha internalizado la tecnología marginalista.

El siguiente cuadro, recogido en la memoria, pone de manifiesto estos fenómenos. Cada una de las columnas se corresponde con un tipo de tecnología diferente (la hidráulica convencional o no gestionable, las renovables, la energía nuclear, las centrales térmicas de carbón y las de gas). Cuando el precio es fijado por esta última tecnología, ella marca el precio que percibirá cada tecnología (P1 en el cuadro), precio que percibirán todas las unidades vendidas, y que internaliza los costes de emisión de dicha tecnología marginal (franja situada entre P1 y P0 en el eje de ordenadas, que se corresponde con el coste que tiene para dicha tecnología los derechos de emisión de CO2 de cada unidad de energía).

Este fenómeno, explicado en la memoria y en la exposición de motivos -cuyo detalle y claridad son de alabar-, produce efectos adversos: en primer lugar, el sobrecoste de los derechos de emisión se traslada íntegramente al precio de la energía eléctrica que deben pagar los consumidores domésticos e industriales, cuando la tecnología que marca el precio es el ciclo combinado (y en mayor medida cuando son las centrales térmicas de carbón, dado que sus emisiones son más altas). Ello supone un perjuicio para los consumidores y también un obstáculo para la electrificación de la economía, que es uno de los principales objetivos vinculados a la lucha contra el cambio climático.

En este contexto, la finalidad del anteproyecto es clara y tanto su lógica como su diseño coherentes con ella. Básicamente, se persigue minorar los ingresos de cada una de las tecnologías inframarginales (esto es, que no determinan el precio de la energía, por ofertar precios menores en el pool) y no emisoras de CO2 (lo que determina que no tengan costes de emisión), en una cantidad proporcional al sobreingreso percibido como consecuencia de lo anterior, esto es, del sobreprecio percibido derivado de que se haya internalizado en el precio de energía el coste de derechos de emisión de la tecnología marginal. Los criterios que se tienen en cuenta para ello son los siguientes:

- Primero, la minoración de los ingresos no se lleva a cabo en relación con todas las unidades de generación correspondientes a tecnologías inframarginales y no emisoras, sino que se delimita el ámbito subjetivo de aplicación en función de tres criterios: el temporal (pues se aplica a las instalaciones con acta de puesta en servicio anterior al 25 de octubre de 2003), otro jurídico (que excluye a las instalaciones con régimen retributivo específico -renovables, cogeneración y residuos- y, también a las de los territorios no peninsulares, lo que es consecuencia de que en estos casos el establecimiento del precio no depende única ni principalmente del mercado) y un criterio cuantitativo (que excluye a las instalaciones más pequeñas, esto es, a aquellas con potencia neta igual o inferior a 10 MW).

De estos criterios, el más relevante, a efectos de valorar en Derecho la norma, es el relativo a la fecha de puesta en funcionamiento de la instalación. El supuesto del que parte la norma es que todas aquellas inversiones que se hicieron una vez que se conocía el mecanismo de comercio de derechos de emisión podrían tener también la expectativa legítima de internalizar el coste de dichos costes de emisión cuando sus instalaciones vendieran energía eléctrica en el mercado. En cambio, ello no pudo suceder con las inversiones anteriores a dicha fecha, pues no existía el conocimiento -o acaso la certeza- de que la producción de energía eléctrica por las centrales emisoras fuera a internalizar ese sobrecoste. Por ello, se ha adoptado como fecha de referencia la de la publicación de la Directiva 2003/87/CE, por la que se estableció el régimen de derechos de emisión (25 de octubre de 2003), de tal modo que solo las instalaciones con acta de puesta en servicio anterior a dicha fecha -y, por lo tanto, los inversores que hicieron sus desembolsos antes de dicha fecha- se verán sujetos al mecanismo de minoración de dicho sobrecoste. A juicio del Consejo de Estado, dicha fecha resulta adecuada y coherente, siendo preferible a la prevista en la primera versión de la norma, que tomaba como referencia la de la entrada en vigor de la ley que transpuso al Derecho interno la norma europea, pues la transposición de la Directiva era obligada.

- Otro de los elementos que tiene una importancia fundamental en el diseño del mecanismo de minoración se refiere a su cuantía. En este sentido, se ha producido un cambio muy importante a lo largo de la tramitación de la norma, que resulta decisivo, a juicio del Consejo de Estado, en la valoración del modelo. Así, en efecto, en la redacción originaria del anteproyecto, la minoración se producía "por un importe equivalente al valor de la retribución del CO2 no emitido que obtienen en el mercado mayorista de electricidad como consecuencia de la internalización en los precios marginales del coste de los derechos de emisión de CO2": esto es, la minoración se correspondía con todo el sobrecoste -y sobrerretribución para ellas- de los costes de emisión por parte de la tecnología marginal. Sin embargo, en la redacción final del anteproyecto, posiblemente a raíz de las numerosas observaciones críticas realizadas durante los trámites de audiencia e información pública y de consulta al Consejo Consultivo de Electricidad, la cuantía de la minoración no alcanza ya a todo el sobrecoste derivado de los precios de los derechos de emisión de CO2 (no son "equivalentes" a dicho concepto), sino a parte de dicho sobreprecio (esto es, son "proporcionales" a dicho concepto). En concreto, la minoración se llevará a cabo tomando como referencia no el precio del derecho de emisión de CO2 en cada momento, sino la diferencia entre dicho precio y la cotización media de dichos derechos de emisión en el mercado desde 2017 hasta hoy (20,67 €/ton). Ello quiere decir que si el precio de los derechos de emisión (esto es, de la emisión de CO2) fuera inferior a dicha cantidad, no se producirá minoración alguna. Este punto tiene una importancia fundamental, como se verá, en particular en lo que hace a la evaluación de la conformidad de la norma con el principio de seguridad jurídica y de rentabilidad razonable.

- Un tercer aspecto de la norma que debe ser subrayado, y que ha quedado apuntado, es el relativo a las tecnologías a las que afecta. Como se ha indicado, la medida solo se aplica a las tecnologías inframarginales (definidas así en abstracto) y no emisoras de CO2. Dichas tecnologías, según señala la memoria, son fundamentalmente tres:

* la nuclear, que produce energía eléctrica normalmente de forma continua, * la hidráulica gestionable, esto es, dotada de embalses, lo que le permite determinar con mayor libertad cuándo venderá la energía en el mercado, lo que le lleva a elegir aquellos momentos en que el precio es mayor, * y la eólica (que, como es sabido, no tiene carácter gestionable, produciendo energía eléctrica únicamente cuando se dan las condiciones ambientales para ello).

También en relación con estos aspectos se han realizado alegaciones en el expediente, fundamentalmente en lo que hace a su aplicación a la nuclear y la eólica. Como resulta del antecedente tercero, por parte de las asociaciones representativas de los intereses del sector nuclear - y por algunas empresas que explotan este tipo de centrales- se ha señalado su difícil situación económica, aduciendo que se podría producir una situación de insolvencia en el caso de que se lleve a cabo la minoración. Por parte de los titulares de centrales de generación eólica se han expuesto diversos argumentos, proponiendo su exclusión del ámbito de aplicación de la norma. Entre ellos, se ha hecho referencia a los frecuentes cambios normativos que ha provocado una situación de inseguridad jurídica que podrían comprometer inversiones futuras. Otro de los argumentos que han cobrado fuerza durante la tramitación es el relativo a su carácter "contestable".

En este sentido, debe tenerse en cuenta, en efecto, que en la primera redacción de la ley se justificaba la minoración por dos tipos de argumentos. En primer lugar, por tratarse de "beneficios inmerecidos", esto es, de sobreingresos derivados de la internalización de un coste -la emisión de CO2- en la que no incurren estas centrales (que, por definición, son no emisoras). Y, en segundo lugar, hacía referencia la ley a que se trataba de tecnologías "no contestables": esta característica se predicaba de la tecnología nuclear e hidráulica gestionable, pues por razones sociales y políticas (caso de la nuclear) o ambientales (caso de la hidráulica), no resulta previsible que se puedan establecer nuevas centrales de este tipo que compitan con las ya existentes. Sin embargo, a lo largo de la tramitación, y de forma particularmente autorizada por la CNMC, se señaló que en la tecnología eólica no concurre dicha circunstancia, dado que sí que se están poniendo en funcionamiento nuevas instalaciones de generación eólica.

El departamento consultante, en la redacción final de la norma, ha eliminado la referencia al carácter "no contestable" de las tecnologías, haciendo reposar la justificación de la medida en que se trata de lo que el TJUE, en otro caso que presenta ciertas analogías con el presente - aunque también importantes diferencias- llamó "beneficios inmerecidos": esto es, se justifica la medida porque, siendo el coste de emisión de CO2 un coste en el que no incurren las tecnologías no emisoras, resulta procedente su detracción del precio percibido por las centrales no emisoras, con independencia de cuál sea la tecnología de generación (nuclear, hidráulica o eólica).

- Otros dos aspectos que procede tener en cuenta en el cálculo de la minoración es el relativo al precio de los derechos de emisión de CO2 que se tiene en cuenta y el factor a.

En lo que se refiere a lo primero, en la redacción inicial del anteproyecto, la minoración que se aplicaría a las centrales se calculaba multiplicando el Factor Medio de Emisión Mensual (que se corresponde con las emisiones de CO2 realizadas por las centrales emisoras que han marcado el precio que percibían todas las centrales) por el coste del CO2 en el mes considerado. En la redacción final de la norma, con mejor criterio a juicio del Consejo de Estado, la variable que se multiplica por el Factor Medio de Emisión Mensual no es el coste total del CO2, sino la diferencia entre dicho coste en el período que se considera y un valor de 20,67 €, que se corresponde con el coste medio que ha tenido el CO2 en los últimos años (desde 2017). Expresado en otros términos: lo que se hace no es minorar la retribución en la cantidad equivalente a todo el sobrecoste de CO2 (o, con mayor rigor, del coste de los derechos de emisión correspondiente), sino solo en el importe correspondiente a la subida de precio de los derechos de emisión de CO2 en cada momento con respecto al valor medio que tenía en el período anterior. Un ejemplo puede aclararlo: si el coste de los derechos de emisión en el mes X fuera de 50,67 euros, en la redacción inicial de la norma se tenía en cuenta todo ese valor para operar la reducción de las retribuciones (con lo que la minoración era equivalente al sobreingreso); sin embargo en la redacción final el valor de la reducción solo será de 30 € [50,67 € - 20,67 €], cantidad que se corresponde con el aumento del precio del CO2 en los últimos años; por ello, ahora la minoración no es equivalente al sobreingreso, sino proporcional a dicho sobreingreso.

El factor a que se incluye en la fórmula tiene por objeto introducir un factor de proporcionalidad en la aplicación de la medida; así, en efecto, cuando dicho factor toma como valor 0,90 (como hace en el texto consultado), su aplicación tendrá por resultado que solo se minorará en el 90 % de la cantidad que resulte de tomar en consideración el resto de los factores de la fórmula. Su finalidad, según se señala en la memoria, consiste en que las centrales afectadas por la minoración "puedan retener parte de la retribución del CO2 no emitido, para que se mantenga el incentivo a realizar nuevas inversiones en mejora de la eficiencia de esas centrales, como repotenciaciones u otras, así como permitir recuperar las posibles inversiones de mejora de la eficiencia que se hayan podido producir en el pasado".

A partir de estas consideraciones, se puede realizar una valoración de las soluciones normativas adoptadas, subrayando de nuevo que su finalidad no consiste en describir de una forma técnicamente precisa el complejo mecanismo, sino de permitir trazar un contexto adecuado en el que analizar jurídicamente la medida.

2. Valoración general de la norma

A juicio del Consejo de Estado, el mecanismo previsto de minoración de los sobreingresos percibidos es adecuado, tanto por la finalidad perseguida (disminuir el precio de la energía eléctrica y favorecer la electrificación de la economía), como en cuanto a las líneas generales de su diseño y justificación. En este sentido, resulta pertinente la cita del precedente que se hace de la medida que estuvo en vigor entre los años 2007 y 2009, que dio lugar a Sentencias del TS (Sentencia de 1 de abril de 2014, ya citada) y del TJUE. A propósito de dicho mecanismo, que ha sido descrito en la memoria y en relación con el cual, en aras de la mayor brevedad, procede hacer una remisión a los antecedentes de este dictamen, el TJUE, en su Sentencia de 17 de octubre de 2013 (cuestión prejudicial planteada por el Tribunal Supremo en los asuntos acumulados C 566/11, C 567/11, C 580/11, C 591/11, C 620/11 y C 640/11), dijo lo siguiente:

"32 En este caso, tal como se desprende de la exposición de motivos del Real Decreto-ley 3/2006 y de la Orden Ministerial ITC/3315/2007, la normativa controvertida en los litigios principales pretende evitar que el consumidor soporte los efectos derivados de la internalización, en el precio de las ofertas de venta de electricidad hechas en el mercado, del valor de los derechos de emisión asignados gratuitamente.

33 En efecto, los productores de energía eléctrica españoles incluyeron en el precio de sus ofertas en el mercado mayorista de electricidad el valor de los derechos de emisión, por el mismo concepto que cualquier otro coste de producción, pese a que tales derechos se les habían concedido gratuitamente.

34 Tal como expone el tribunal remitente, esta práctica es ciertamente pertinente desde un punto de vista económico, en la medida en que la utilización por una empresa de los derechos de emisión que se le han asignado representa un coste implícito, denominado "coste de oportunidad", que consiste en la renuncia por parte de la empresa a los ingresos que podría obtener vendiendo esos derechos en el mercado de derechos de emisión. No obstante, la combinación de esta práctica con el sistema de formación de precios en el mercado de la producción de energía eléctrica en España da lugar a que los productores de energía eléctrica obtengan ganancias inmerecidas.

35 Procede señalar que el mercado diario de la producción de energía eléctrica en España es un mercado marginalista, en el que los productores cuya oferta ha sido aceptada obtienen el mismo precio, concretamente el precio ofrecido por el titular de la última unidad de producción aceptada. Dado que este precio marginal ha sido determinado, en el curso del período de que se trate, mediante las ofertas de titulares de centrales de ciclo combinado de gas, tecnología que se beneficia de derechos de emisión gratuitos, la internalización del valor de los derechos de emisión en el cálculo del precio de esas ofertas se repercute en el precio de la electricidad de todo el mercado.

36 Por este motivo, la minoración de retribución que prevé la Orden Ministerial ITC/3315/2007 no sólo afecta a las empresas que han obtenido derechos de emisión gratuitamente, sino también a las centrales que no necesitan derechos de emisión, como las centrales hidroeléctricas y las centrales nucleares, en la medida en que la internalización del valor de los derechos de emisión en la estructura de costes se repercute en el precio de la electricidad que percibe el conjunto de productores de energía eléctrica activos en el mercado mayorista de electricidad en España.

37 Por otra parte, tal como se deduce de la documentación aportada al Tribunal de Justicia, la normativa controvertida en los litigios principales tiene en cuenta otros factores distintos de la cantidad de derechos de emisión asignados, especialmente el tipo y el factor de emisión de una central. La minoración de retribución de la producción de energía eléctrica que prevé la normativa controvertida se calcula de tal modo que sólo afecta al suplemento de precio derivado de la internalización de los costes de oportunidad de los derechos de emisión. Por último, ello se ve confirmado por el hecho de que la carga no se percibe cuando los titulares de centrales venden en el mercado secundario los derechos de emisión asignados gratuitamente.

38 Así pues, la normativa controvertida en los litigios principales no pretende imponer, a posteriori, una carga por la asignación de los derechos de emisión, sino paliar los efectos de las ganancias inmerecidas a que da lugar la asignación gratuita de derechos de emisión en el mercado eléctrico español". [Énfasis añadido].

En definitiva, resulta de dicha sentencia que, ante una situación análoga al que ahora se establece, se declaró conforme con el Derecho de la UE el mecanismo de minoración de los sobreingresos percibidos, que fueron calificados por el Tribunal como "ganancias inmerecidas".

A este respecto, se llama la atención en la exposición de motivos de la ley cuyo anteproyecto se consulta sobre la evolución de la cotización de los derechos de emisión en el mercado europeo, que han alcanzado valores superiores a 50 €/t, habiendo sufrido un incremento superior al 150 % respecto del valor de hace un año, lo que, como consecuencia de la internalización de dicho coste en el precio de la energía eléctrica cuando la tecnología marginal es una tecnología emisora, da lugar a un incremento del precio de la energía eléctrica.

3. Conformidad con el Derecho de la UE

A partir de lo expuesto, estima el Consejo de Estado que no cabe considerar, a partir de las razones aducidas en los trámites de audiencia e información pública, que la norma sea contraria al Derecho de la UE.

En dichos trámites se ha señalado lo contrario, argumentando que el mecanismo previsto era susceptible de producir distorsiones en el mercado interior de energía, poniendo en peligro su carácter marginalista, que podía afectar a la regulación del mercado de los derechos de omisión. También se ha razonado que suponía una actuación contraria a la prohibición de intervenir en la formación de precios, o que tendría la consideración de ayuda de Estado inversa, dado que introducía diferencias de trato entre tecnologías, citándose, al respecto, los considerandos 6 y 22- 24 de la parte expositiva y artículos 3 y 7.2 del Reglamento (UE) 2019/943, al artículo 38.1 del Reglamento (UE) 2015/1222 y al artículo 5.7 de la Directiva (UE) 2019/944.

En este sentido, los referidos artículos 3 y 7.2 del Reglamento (UE) 2019/943 se refiere a la organización de los mercados de energía, que deberán permitir que los precios se formen en función de la oferta y la demanda, reflejando los principios fundamentales del mercado. El artículo 38.1 del Reglamento (UE) 2015/1222 se refiere al algoritmo de acoplamiento de precios, que deberá utilizar pecios marginales, permitiendo la formación de precios eficientes. Finalmente, el artículo 5.7 de la Directiva (UE) 2019/944 se refiere a las intervenciones públicas en la fijación del precio para el suministro de electricidad a los clientes domésticos.

El Consejo de Estado estima que no se ha justificado que la norma proyectada sea contraria a dichos preceptos ni, en general, al Derecho de la Unión Europea en la materia. El carácter marginalista del mercado no quiere decir que no se puedan producir intervenciones, siempre que estas estén justificadas, no sean discriminatorias y minimicen las consecuencias negativas que puedan producirse en el mercado mayorista de electricidad. Por lo demás, la circunstancia de que un mecanismo análogo al ahora examinado fuera considerado conforme con los principios del Derecho de la UE, como ocurrió en relación con el régimen introducido por el Real Decreto-ley 3/2006 citado, y la circunstancia de que su finalidad, debidamente justificada, consista en eliminar las que el TJUE llama "ganancias inmerecidas", apuntan en la misma dirección. En este sentido, no basta una mera referencia genérica a que la regulación propuesta supone un mecanismo de intervención en el mercado para descartar su conformidad al Derecho de la UE, siempre que dicha intervención, como es el caso, esté debidamente justificada y diseñada con la finalidad de minimizar los impactos negativos en el mercado. Por lo demás, y sin perjuicio de lo anterior, la regulación proyectada no tiene por objeto dejar sin efecto el modelo marginal del establecimiento del precio de la energía eléctrica, frente a lo que se ha señalado en el trámite de audiencia, permitiendo que se forme en función de la oferta y la demanda, y limitando la regulación a corregir un aspecto concreto, vinculado a la internalización de los sobrecostes derivados del precio de los derechos de emisión por las tecnologías marginalistas.

No cabe ignorar, en todo caso, que se trata, al parecer, de la primera vez que un Estado miembro adopta una medida semejante, y que, por ello, será objeto de un examen por las autoridades europeas. Es deseable por ello que, durante el resto de la tramitación del ahora anteproyecto se lleven a cabo conversaciones más o menos formales con dichas autoridades, como es posible que ya se haya hecho, pues no cabe ignorar que, en última instancia, la evaluación de una medida a la luz del Derecho de la UE no puede establecerse a priori con la suficiente certeza, sino que requiere, con frecuencia, un proceso de examen, aunque sea informal, de intercambio de opiniones con dichas autoridades. Así se ha puesto de manifiesto en otras circunstancias, como ocurrió, por ejemplo, en relación con el examen de la conformidad al Derecho de la UE del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, que fue objeto, varios años después, y tras un largo procedimiento seguido ante la Comisión, de la Decisión de la Comisión de 28 de mayo de 2020 ("State aid SA.42270 (2016/NN) - Spain Electricity production in Spanish non-peninsular territories").

4. Análisis desde el Derecho interno. En particular, el principio de seguridad jurídica y el principio de rentabilidad razonable

El anteproyecto consultado tendrá rango legal. Ello determina que para valorar su adecuación al Derecho interno deba partirse necesariamente del texto constitucional. A juicio del Consejo de Estado, y de conformidad con una doctrina ya reiterada, los criterios a partir de los cuales deba valorarse la conformidad a Derecho de la regulación proyectada son dos:

- primero, el principio de seguridad jurídica, que ha tenido un protagonismo muy relevante cuando se trata de enjuiciar normas que modificaban el régimen jurídico, alterando los criterios conforme a los cuales se determinaba la retribución a que tenían derecho los distintos operadores del sector eléctrico;

- y segundo, el principio de rentabilidad razonable; si bien es cierto que este principio, a diferencia del de seguridad jurídica, no se encuentra recogido de forma explícita en el texto constitucional, lo que es lógico a la vista de su carácter sectorial, son dos las razones que llevan a señalar su importancia, aun a la hora de valorar en Derecho disposiciones de rango legal. En primer lugar, que se trata de un principio vertebrador de todo el derecho de la energía, recogido por las normas fundamentales que han regulado el sector desde hace tiempo, configurándose como un presupuesto mismo del funcionamiento del sistema, en la medida en que solo garantizando dicha retribución razonable, puede ser viable la realización de las inversiones necesarias para un funcionamiento eficaz y eficiente del sistema. Y en segundo lugar, y sobre todo, porque dicho principio se vincula con otros principios, de raíz constitucional, como es el de seguridad jurídica y la protección de la confianza legítima. Este principio ha sido recogido tanto en la doctrina del Consejo de Estado (dictámenes números 2.264/2010, de 4 de noviembre de 2010 y 937/2013) como en la jurisprudencia del Tribunal Supremo (como es el caso de la Sentencia de 29 de mayo de 2013, que alude a la necesidad de respetar el principio de rentabilidad razonable, y de la Sentencia de 1 de junio de 2016). También ha hecho referencia a dicho principio la jurisprudencia constitucional (en particular, la STC 270/2015, de 17 de diciembre).

Al margen de lo que a continuación se señalará en relación con ambos aspectos, estima el Consejo de Estado que el anteproyecto no vulnera el principio de igualdad recogido en el artículo 14 de la Constitución. A este respecto, debe tenerse presente que la determinación del ámbito de aplicación de la medida se hace en función de criterios objetivos, como es el caso del de la fecha del acta de puesta en servicio así como la potencia de la instalación, con el fin de excluir a las instalaciones de menor tamaño; estos criterios están debidamente justificados en la memoria. Tampoco puede considerarse que se produzca vulneración del derecho de propiedad o de la libertad de empresa, dado que la medida no tiene carácter expropiatorio, y no cabe, en este sentido, identificar con dicho carácter cualquier regulación que se hace del régimen de las centrales que participan en el mercado eléctrico, máxime cuando, como ocurre ahora, la medida se establece por una norma de rango legal y con la debida justificación en la memoria. En fin, estos mismos argumentos permiten concluir que no se produce una vulneración del principio de interdicción de la arbitrariedad.

4.A. El principio de seguridad jurídica

La relevancia del principio de seguridad jurídica en relación con el sector eléctrico ha sido ya destacada por la jurisprudencia del TC, del TS y por la propia doctrina del Consejo de Estado. Sin ánimo de analizar la detallada y amplia jurisprudencia y doctrina sobre la materia, sí que cabe subrayar dos cosas: * primero, que dicho principio no impide que los poderes públicos introduzcan cambios en la regulación del régimen económico de las actividades del sector eléctrico, pues ello llevaría a una suerte de petrificación de dicho régimen (en este sentido, por ejemplo, FJ 7 de la STC 270/2015; también el TJUE: Sentencia de 10 de septiembre de 2009, as. Plantanol, C-201/08); * y segundo, que, no obstante, dichos cambios deben contar con una justificación clara, en términos de interés general (dictamen número 576/2020) y que deben respetar determinados límites, muchas veces articulados a partir del criterio de la necesidad de protección de la confianza legítima.

En el presente caso, se justifica la conformidad de la norma con el principio de confianza legítima con la circunstancia de que los cambios normativos vinculados a la minoración se aplicarán a las instalaciones cuya acta de puesta en funcionamiento sea anterior a la fecha de la publicación de la Directiva de 2003 que estableció el régimen de comercio de los derechos de emisión. En este sentido, se dice, los inversores que planificaron sus instalaciones antes de dicha fecha no podían tomar en consideración los sobrecostes que derivarían de dicho régimen de comercio de derechos de emisión, esto es, la sobrerretribución que podrían percibir las instalaciones no emisoras e inframarginales derivadas del carácter marginalista del mercado y la circunstancia de que el precio de la energía fuera a ser establecido, durante muchas horas del día, por tecnologías que internalizaban el coste de dichos derechos de emisión. A esta justificación se alude en la memoria y en la exposición de motivos; en particular, dice esta:

"Sin embargo, en el sistema eléctrico español existe una serie de instalaciones que se pusieron en funcionamiento antes de la entrada en vigor del mecanismo de mercado de derechos de emisión y que son inframarginales y no emisoras, esto es, perciben de manera recurrente el sobreprecio asociado a los derechos de CO2 que adquieren e internalizan las centrales que sí son emisoras cuando éstas fijan el precio marginal del mercado. En la medida en que estas instalaciones inframarginales y no emisoras no deben soportar el coste del CO2 y se construyeron y entraron en operación con anterioridad al acuerdo europeo sobre la puesta en marcha del mercado de derechos de emisión (octubre de 2003), estos sobre-ingresos son retribución del CO2 no emitido, sin que pueda alegarse por sus titulares que fueron tenidas en cuenta en el momento de tomar la decisión de invertir". [Énfasis añadido].

Y dice la memoria:

"En efecto, el establecimiento de esta fecha como determinante del ámbito subjetivo de aplicación de la minoración se justifica desde el punto de vista del respeto de las expectativas de ingresos y la confianza legítima en la estabilidad del marco regulatorio. En este sentido, la minoración sólo afecta a aquellas centrales que, cuando se pusieron en funcionamiento o, más genéricamente, cuando se acometieron sus decisiones de inversión, no pudieron contar con el dividendo del CO2 por no estar en vigor el mecanismo del mercado de derechos de emisión. En sentido contrario, excluyendo de la minoración a las instalaciones puestas en servicio desde 2003 y, singularmente, a las que se construyan en los próximos años, se garantiza que las señales para la inversión en nueva capacidad renovable se mantengan intactas y, de este modo, que el mecanismo no tenga afectación alguna para la consecución de los objetivos establecidos en el PNIEC". De este modo, pues, tanto la memoria como la exposición de motivos justifican la adecuación al principio de seguridad jurídica en el mismo elemento: que se aplicará a aquellas instalaciones que no tenían la expectativa legítima de internalizar los sobrecostes derivados del mercado de derechos de emisión, dado que solo afectará a las instalaciones cuya acta de puesta en servicio sea anterior a la fecha de la publicación de la Directiva que estableció dicho mercado.

A juicio del Consejo de Estado, dicho criterio tiene lógica desde la perspectiva del principio de seguridad jurídica y de protección de la confianza legítima, en la medida en que excluye de la minoración a todos aquellos operadores que invirtieron después de dicha fecha (el 25 de octubre de 2003), los cuales ya podían tener la expectativa económica de ganancias como consecuencias del régimen de comercio de derechos de emisión.

Con todo, a juicio del Consejo de Estado, dicha circunstancia, considerada aisladamente, no es suficiente para valorar de forma conforme a dichos principios el régimen establecido. Expresado en otros términos: la valoración de la conformidad con el principio de seguridad jurídica de un régimen que altera el régimen de retribución de una actividad o que introduce cambios que modifican la retribución a la que tendrá lugar en el mercado no puede limitarse a analizar cuáles eran las expectativas económicas que podía tener el titular de dicha instalación en el momento de acometer dicha inversión. En particular, cuando la modificación del régimen se produce mucho tiempo después de realizada dicha inversión -como es el caso ahora, en el que la modificación se lleva a cabo más de dieciocho años después de la fecha de puesta en servicio de las instalaciones- no cabe ignorar que durante todo ese tiempo se han podido generar unas expectativas económicas por parte de los agentes, que pueden haberle llevado a hacer inversiones adicionales (por ejemplo, para repotenciaciones en el caso de las centrales eólicas), a tomar decisiones empresariales (como prorrogar el funcionamiento de las instalaciones nucleares) o incluso a adquirir más o menos recientemente instalaciones que se pusieron en marcha antes de octubre de 2003 y venían operando desde entonces conforme a este sistema de precios. Por ello, el análisis de la seguridad jurídica no puede pararse, por así decirlo, en dicha fecha -la del 25 de octubre de 2003 en este caso-, sino que debe tener en cuenta también lo ocurrido con posterioridad.

Por ello, a juicio del Consejo de Estado, si la norma hubiera operado sin más una minoración de los ingresos obtenidos en una cuantía equivalente a los sobrecostes derivados de la internalización de los derechos de emisión, dicho cambio, en la medida en que fuera repentino -en el sentido de inesperado- y modificara de forma sustancial los ingresos vinculados con la actividad de generación eléctrica -que presenta contornos diferentes en relación con cada una de las tres tecnologías-, podría haber llegado a comprometer, al menos en algún caso, el respeto al principio de confianza legítima, incluso vulnerando las legítimas expectativas que pudieran tener dichos agentes. Sin embargo, ello no quiere decir que dichos operadores, una vez que participan en un mercado que genera la internalización de dicho sobrecoste, adquieran una "expectativa legítima", configurada ahora como derecho, a mantener aquellos sobreingresos (ganancias inmerecidas en palabras del TJUE, calificados como "windfall profits" en la literatura académica). De este modo, pues, la evaluación de la conformidad de una medida semejante con el principio de seguridad jurídica requiere un juicio de ponderación adecuada que, por un lado, no suponga una petrificación del ordenamiento jurídico, pero por otro, no dé lugar a cambios abruptos, inesperados y que modifiquen de forma sustancial la retribución propia de estas actividades.

En este sentido, el Consejo de Estado valora muy favorablemente la modificación introducida en el anteproyecto tras los trámites de audiencia e información pública y de informe de la CNMC.

Como se ha señalado, en la primera redacción, la cuantía de la minoración se correspondía íntegramente con el "sobreprecio" percibido como consecuencia del valor de los derechos de emisión necesarios para la producción de energía eléctrica por la tecnología marginal en cada momento. Desde esta perspectiva, este cambio normativo planteó diversas alegaciones críticas en relación con el tenor del anteproyecto. Sin embargo, como se ha señalado, en la nueva redacción del anteproyecto, el régimen ha cambiado. En efecto, ahora la cuantía de la minoración se vincula con la diferencia entre el precio de los derechos de emisión de CO2 en cada momento, y una cantidad que se corresponde con la media del precio del derecho de emisión en los últimos años. De esta manera, cabría decir de una forma más expresiva que acaso rigurosa, se protege la expectativa de los titulares de las instalaciones de seguir percibiendo ingresos derivados de la internalización del coste de los derechos de emisión en una cuantía análoga a la media del coste de dichos derechos de los últimos años, pero se establece la minoración cuando el precio sube de dicha media y por la cuantía en que la rebasa. De esta manera, la protección de la confianza no se vincula ya al momento en el que se hizo la inversión inicial (antes o después del 25 de octubre de 2003), sino sobre todo al valor medio de los derechos en los últimos años. Se trata, en definitiva, una solución respetuosa con el principio de seguridad jurídica, que protege de forma adecuada las expectativas legítimas de los operadores, pero que impide que cualquier subida de los derechos de emisión pueda beneficiar a aquellas tecnologías inframarginales que no incurren en costes de emisión, protegiendo de esta forma a los consumidores frente a subidas del precio de la energía eléctrica. Se trata además, a juicio del Consejo de Estado, de una solución equilibrada que pondera adecuadamente los intereses en juego.

4.B Sobre la garantía de la rentabilidad razonable y la no afectación a la competencia en el mercado

Hasta aquí, pues, el análisis desde la perspectiva de la seguridad jurídica y la necesidad de proteger la confianza legítima. No obstante, junto a este principio, tiene también relevancia el análisis de la necesidad de garantizar una rentabilidad razonable a las instalaciones, principio que, en última instancia, se vincula también con el de seguridad jurídica, del cual es una manifestación. Debe tenerse en cuenta, a este respecto, que dicho criterio juega también como límite en la posibilidad de introducir cambios regulatorios que puedan afectar a los sujetos del sistema eléctrico. De otra forma, esto es, si los cambios normativos pudieran llevarse más allá de dichos trámites, impidiendo que los inversores puedan amortizar las inversiones y obtener unos beneficios razonables, siempre dentro del marco del riesgo empresarial que asumen, se estaría poniendo en peligro, desde esta perspectiva ahora, la seguridad jurídica de los operadores. Por otra parte, desde una perspectiva económica, es claro también -y así ha sido señalado en el trámite de audiencia- que la pérdida de una rentabilidad razonable como consecuencia de cambios normativos que vayan más allá de dicho límite podría producir situaciones de insolvencia o, eventualmente, salida de algunas instalaciones de generación no emisoras, que podrían tener efectos muy negativos para el mercado. Por ello, si bien desde una perspectiva de racionalidad económica, un mecanismo de minoración como el expuesto puede tener plena lógica, es preciso también, como condición negativa, que dichos cambios normativos no comprometen la rentabilidad razonable de los sujetos del sistema eléctrico.

No desconoce el Consejo de Estado que dicho principio de rentabilidad razonable, que, como ya se ha señalado, no se encuentra recogido de forma explícita en el texto constitucional pero vertebra todo el derecho de la energía, ha sido aplicado en relación con las instalaciones que están sujetas a un régimen específico de retribución, esto es, a aquellas cuya retribución no depende del mercado, sino de la regulación que hagan los poderes públicos. Pero el mismo principio, entiende el Consejo de Estado, es aplicable a las instalaciones que compiten en el mercado y que perciben la retribución del mercado, cuando dicha retribución queda condicionada, más allá del riesgo económico propio del mercado, por la aprobación de un régimen que pueda condicionar de forma importante la retribución de su actividad de generación.

A este respecto, han sido varios los agentes y asociaciones que, en el trámite de audiencia e información pública, han puesto en duda la viabilidad de las centrales que utilizan tecnología nuclear y eólica. A este respecto, con buen criterio a juicio del Consejo de Estado, el Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital solicitó que se reforzara el análisis de costes de las tecnologías potencialmente afectadas por el anteproyecto de ley a efectos de determinar, con la mayor precisión posible, el nivel de sobrerretribución existente. A juicio del Consejo de Estado, el anteproyecto consultado es conforme con el referido criterio de rentabilidad razonable, si bien este aspecto debe ser justificado en la memoria. En efecto, los cambios introducidos tras los referidos trámites de audiencia e información pública, y en particular los relativos a la disminución de la cuantía de la minoración, al determinar que la minoración se aplicará por la diferencia entre el precio actual de los derechos de emisión y la media del que ha tenido en los últimos años, permitirán presumiblemente que mantengan el nivel de ingresos que tenían por este concepto (sobreingreso por los derechos de emisión) en los últimos años; ello es así por cuanto, como se ha señalado, con la nueva fórmula de cálculo de la minoración, esta solo se producirá en aquellos momentos en los que el precio de los derechos de emisión sean superiores a dicha cantidad. No obstante, y en orden a eliminar el riesgo impugnatorio en el que podría incurrir la norma en otro caso, estima el Consejo de Estado, en línea con las observaciones que hizo el Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital, que debe fortalecerse el análisis de la memoria, en el sentido propuesto, justificando de una forma cualitativa o, a ser posible, cuantitativa, que las instalaciones afectadas -en función de las distintas tecnologías- seguirán teniendo, en condiciones normales de riesgo de mercado, una rentabilidad razonable.

Queda una última cuestión que procede analizar desde la perspectiva general. Como se ha indicado, el mecanismo de minoración se aplicará solo a las instalaciones con acta de puesta en servicio anterior al 25 de octubre de 2003. Ello pudiera producir potenciales problemas de competencia entre las instalaciones de una misma tecnología puestas en funcionamiento antes y después de dicha fecha. A esta cuestión se hacía referencia en la redacción primitiva del anteproyecto, aludiendo a la "no contestabilidad" de estas instalaciones; este argumento era aplicable en relación con las centrales nucleares y las hidráulicas gestionables, dado que no resulta probable que en el futuro puedan establecerse nuevas instalaciones que compitan con ellas. Sin embargo, como puso de manifiesto la CNMC, en el caso de las instalaciones que utilizan tecnología eólica (y acaso en algún otro supuesto), la situación es diferente, pues lo que ocurre es lo contrario: no solo la mayor parte de dichas instalaciones se pusieron en funcionamiento después de dicha fecha (2003), sino que está previsto que nueva generación eólica se establezca en el futuro (así resulta de la recientemente aprobada Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética). Es cierto que dicho argumento de la "no contestabilidad" se ha eliminado del anteproyecto y de la memoria -por más que, en algunos momentos, se siga haciendo una referencia implícita a él, lo que, en su caso, habría que corregir-. Pero el Consejo de Estado estima que dicho problema de competencia debiera ser analizado de forma más minuciosa en la memoria y que, en línea con lo sugerido por la CNMC, cabría considerar si en el caso de esta tecnología -que suponen, al parecer, una parte muy limitada de las centrales que se verán afectadas por la minoración- no cabría reconsiderar su exclusión del ámbito de aplicación de la ley.

4.C. Conclusión sobre la conformidad a Derecho de la regulación propuesta

En definitiva, estima el Consejo de Estado que la norma consultada merece una valoración global favorable, al establecer un mecanismo que permitirá evitar los sobrecostes derivados para determinadas centrales inframarginales y no emisoras, de los costes de emisión en que incurren las centrales marginales (principalmente, ciclo combinado), durante una parte importante del tiempo. No obstante, es preciso reconsiderar los dos aspectos señalados, a saber:

- justificar en la memoria de forma suficiente el impacto de la regulación en la retribución que pueden percibir las centrales correspondientes a cada tecnología, para justificar que, con la regulación realizada y los mecanismos de mercado, pueden logar, en condiciones de mercado y sujetos al riesgo propio de este, una rentabilidad razonable;

- y segundo, justificar y reconsiderar, en su caso, la inclusión de las instalaciones eólicas en el ámbito de aplicación de la ley, desde el punto de vista de la incidencia que tiene su carácter "contestable", esto es, la existencia de otras centrales de la misma tecnología que compiten con ella y que, sin embargo, no están sometidas al mecanismo de minoración. 5. Valoración de algunos aspectos concretos de la regulación

Junto a las consideraciones ya expuestas, es preciso también hacer referencia a algunos aspectos concretos de la regulación propuesta, más allá de las observaciones que luego se harán al articulado y a la parte expositiva.

5.A Sobre los efectos en los contratos bilaterales celebrados

Por varios agentes se ha puesto de manifiesto que el mecanismo de minoración puede tener una incidencia negativa en los contratos bilaterales de venta de energía eléctrica (PPA) celebrados antes de la entrada en vigor de la ley. A juicio del Consejo de Estado, dado que dichos contratos pueden no ser negociables entre las partes, y en la medida en que se hayan suscrito antes de que se anunciara la medida prevista en la norma -para lo cual cabría tomar como referencia diferentes fechas, como la de la aprobación del anteproyecto como proyecto de Ley por el Consejo de Ministros o incluso del examen por dicho órgano en primera vuelta- se sugiere reconsiderar o justificar de forma más detallada, en su caso, esta cuestión.

5.B Efecto sobre los tributos

Una de las cuestiones debatidas a lo largo de la tramitación de la norma es la relativa a los efectos que puede tener la minoración prevista en el anteproyecto en relación con los tributos previstos en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética y, en particular, con el impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica. En relación con dicho tributo, el artículo 6 de dicha ley establece lo siguiente:

Artículo 6. Base imponible. 1. La base imponible del impuesto estará constituida por el importe total que corresponda percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, por cada instalación, en el período impositivo. A estos efectos, en el cálculo del importe total se considerarán las retribuciones previstas en todos los regímenes económicos que se deriven de lo establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en el período impositivo correspondiente, así como las previstas en el régimen económico específico para el caso de actividades de producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica en los territorios insulares y extrapeninsulares. 2. La base imponible definida en el apartado anterior se determinará para cada instalación en la que se realicen las actividades señaladas en el artículo 4 de esta Ley.

Se ha puesto de manifiesto de forma reiterada en el trámite de audiencia e información pública, y se ha hecho eco de ello la CNMC, que en la determinación de la base imponible y de la cuota de dicho tributo, debe tenerse en cuenta la minoración que supondrá la aplicación de la Ley cuyo anteproyecto se consulta. Esto es así por una razón obvia: en dicha base imponible debe tenerse en cuenta, además del precio obtenido en el mercado, de forma negativa la minoración efectuada en virtud de la aplicación de este mecanismo. También se señaló la necesidad de tener en cuenta esta minoración -que se producirá tiempo después de determinarse el precio de la energía en el mercado- en relación con la gestión del tributo, que se llevará a cabo a partir de las autodeclaraciones que harán los titulares de las instalaciones.

Como consecuencia de dichas observaciones, se introdujo en la ley una disposición final que tenía por objeto modificar dicha Ley 15/2012. Posteriormente, sin embargo, como consecuencia de las consideraciones críticas realizadas por el Ministerio de Hacienda, se ha suprimido dicha disposición.

A juicio del Consejo de Estado, en este punto procedería articular una solución que cumpla las dos condiciones siguientes: - Primero, debe quedar claro para cualquier destinatario de la norma que dentro de la base imponible debe excluirse el importe correspondiente a la minoración, pues, de otra manera, pudiera generar una indeseable incertidumbre para sus destinatarios.

- Y segundo, suscita dudas que los mecanismos de rectificación y de autoliquidación complementaria previstos en los artículos 120.3 y 122 de la Ley General Tributaria, a los que alude dicho informe, deban ser el mecanismo ordinario para completar la determinación de la base imponible, cuando los cambios en dicha base responden a un mecanismo legalmente previsto -en el anteproyecto-, que se impone a los contribuyentes, y que responden a una liquidación que se realiza con posterioridad.

Por ello, a juicio del Consejo de Estado, no resulta adecuado el silencio que guarda la ley en este punto, con la incertidumbre que puede generar para los particulares. Se estima, por ello, que este aspecto debe ser objeto de reconsideración.

6. Evaluación ex post

Dice la memoria que la norma no será objeto de evaluación ex post. Desde una perspectiva general, puede resultar justificado -siempre que se desarrolle dicha justificación- no llevar a cabo dicha valoración, como una evaluación de conjunto del funcionamiento del mecanismo, debiendo incluirse el seguimiento que corresponde a los diferentes órganos del funcionamiento de la competencia en el mercado eléctrico. Con todo, un aspecto relevante, que acaso pudiera ser objeto de consideración, es el referido a la posibilidad de que la regulación proyectada genere efectos indeseados, derivados de comportamientos estratégicos de los agentes y, en concreto, de los participantes en el mercado mayorista. Esta posibilidad ha sido puesta de manifiesto a lo largo del trámite de audiencia, y por ello se sugiere establecer de forma explícita que por parte del órgano competente - que, se diría, es la CNMC- se hará una evaluación de estos aspectos con la periodicidad que se estime conveniente. VI.- OBSERVACIONES A LA PARTE EXPOSITIVA Y AL ARTICULADO

Exposición de motivos

Como se ha señalado, el Consejo de Estado valora favorablemente la exposición de motivos, que con un gran esfuerzo de claridad a pesar de la complejidad de la medida, explica el contexto y la justificación de la medida. No obstante, se harán algunas observaciones concretas.

En el párrafo primero del apartado IV (segunda línea del primer párrafo) se habla de "en las últimas semanas". Parece que la referencia se hace a aquellas anteriores al momento de redacción de la última versión (salvo que estuviera así desde el primer borrador). No obstante, debe tenerse en cuenta que quien tenga que aplicar la ley no va a saber de qué fecha se habla, asumiendo acaso que es el momento de su promulgación o publicación en el Boletín Oficial del Estado. Por ello, debiera aclararse la referencia temporal que se hace con más precisión y claridad. Análoga observación cabe hacer al tercer párrafo (cuarta línea) que habla de cerrado el mes de abril, donde debe contar el año.

En el párrafo quinto de este mismo apartado debería decirse que se trata del mercado diario e intradiario (spot) español. Y en el párrafo siguiente, hablarse de mercados internacionales. Y respecto del cuarto y décimo, en los textos legales se suele hablar no del COVID, sino de la pandemia COVID-19.

En el apartado V de la exposición de motivos, en su primer párrafo, se dice que la ley "regula la minoración de la retribución de las centrales inframarginales y no emisoras puestas en servicio con anterioridad a la entrada en vigor del mercado de derechos de emisión (...), por un importe equivalente al valor de la retribución del CO2 no emitido que obtienen en el mercado mayorista de electricidad como consecuencia de la internalización en los precios marginales del coste de los derechos de emisión de CO2" [Énfasis añadido]. Se diría que la palabra subrayada ("equivalente") se corresponde con la versión anterior del anteproyecto, y que debiera ser sustituida ahora por "proporcional".

En el párrafo decimotercero del mismo apartado, se dice lo siguiente:

"La consideración del factor a tiene como objetivo introducir un elemento de gradualidad y proporcionalidad en la medida. Con un valor de a distinto de 1, no se elimina por completo la señal de precio que perciben estas tecnologías como consecuencia de los mecanismos del mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. Aunque ya se ha explicado que, al no existir competencia de nuevos entrantes de estas tecnologías, la referida señal de precios resulta estéril para dichas tecnologías en la práctica en España, se considera oportuno que los titulares de estas centrales puedan retener parte de la retribución del CO2 no emitido, para que siga existiendo el incentivo a realizar inversiones en mejora de la eficiencia de estas centrales, como repotenciaciones u otras, así como para permitir recuperar las posibles inversiones de mejora de la eficiencia que se hayan podido producir en el pasado". [Énfasis añadido].

Resulta equívoca, a juicio del Consejo de Estado, la referencia al carácter gradual de la medida -que parece referirse a una aplicación gradual en el tiempo- por lo que se sugiere reconsiderar el uso de dicho término o explicar su sentido en la memoria. Por otra parte, el segundo inciso subrayado (al no existir competencia de nuevos entrantes de estas tecnologías), que parece traer causa de la redacción anterior, en la que se hacía referencia, como se ha señalado, a la no contestabilidad de estas instalaciones, no tiene sentido en la redacción actual del anteproyecto y, en todo caso, no parece responder a la realidad, al menos en el caso de la tecnología eólica.

Por otra parte, en el apartado VI se justicia la medida desde el punto de vista de los principios de buena regulación, haciendo referencia, en particular, al principio de seguridad jurídica. Dado que, como se ha visto, la norma plantea cuestiones desde el punto de vista de este principio, y dado el tratamiento que se hace de dicha cuestión en la memoria -e incluso en otras partes de la exposición de motivos- estima el Consejo de Estado, que es el apartado VI el que de forma más sistemática y algo más exhaustiva debe tratar la cuestión. En todo caso, cuando se hace referencia a que se trata de un "mecanismo prácticamente idéntico" al que se aplicó entre los años 2006-2009, debe sustituirse la expresión "prácticamente idéntico" por "análogo", dadas las importantes diferencias entre uno y otro mecanismo, y que semejante se produce en orden a valorar su conformidad desde el punto de vista de la seguridad jurídica.

Artículo 1

En este artículo, al establecer la fecha del acta de puesta en servicio que determina la aplicación o no de la norma, se hace referencia a "la publicación el 25 de octubre de 2003 de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE". A juicio del Consejo de Estado, sería suficiente con mencionar la fecha (25 de octubre de 2003), dado que tanto en la exposición de motivos como en la memoria se señala la razón por la que se establece dicha fecha. De esta manera, ganaría en simpleza y claridad la redacción.

Artículo 4

En este artículo se determina cómo se calculará la minoración de la retribución. En el párrafo primero se alude a "las fórmulas siguientes". En puridad, se trata de una única fórmula. Por otra parte, debiera mencionarse el MIBEL por su nombre completo: Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL).

Uno de los factores que se recogen es el denominado factor a que es un parámetro de modulación de la minoración, y que toma el valor de 0,9. Si bien la función de dicho parámetro era clara cuando la cuantía de la minoración era equivalente al precio medio de la tonelada equivalente de CO2 (lo que, como se ha señalado, ocurría en la primera redacción del anteproyecto), se plantea ahora alguna duda de cuál es la función de dicho parámetro cuando la cuantía de la minoración ya no es el precio señalado, sino la diferencia de este con el valor medio que tenía en los últimos años (20,67 euros).

Disposición adicional sexta

La disposición adicional sexta establece lo siguiente:

"En el plazo de seis meses desde la entrada de esta Ley, los concesionarios de derechos privativos al uso del agua para producción hidroeléctrica afectados por la presente Ley podrán renunciar al mismo y solicitar a la administración hidráulica competente la extinción de tal derecho, al amparo del artículo 53.1.d) del Texto Refundido de la ley de Aguas, aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio".

Tal y como ha señalado el Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital, convendría explicar en la memoria, de una forma más detallada, la justificación de esta medida.

Memoria

Convendría revisar la memoria, pues, en algunos puntos su redacción parece responder a la versión anterior del anteproyecto. Así ocurre, en particular:

- en el apartado 3 relativo al análisis técnico, cuando se señala como la fecha de referencia para aplicar la disposición el año 2005, en lugar del 25 de octubre de 2003;

- en el mismo apartado, al hablar del factor a, que hace referencia a que las tecnologías a las que se aplica la norma no tendrán competencia de nuevos entrantes de la misma tecnología;

- también dentro del mismo apartado, al tratar sobre los destinos de estos ingresos;

- en fin, también al hacer referencia al impacto económico de la norma, cuando se habla de la posibilidad de disponer de 100M € para la cofinanciación del suministro eléctrico de los consumidores vulnerables severos, se diría que se manejan datos correspondientes a la redacción anterior de la norma, dado que ahora la cifra prevista parece que será de 62,5 millones de euros al año (correspondiente al 10 % de los ingresos previstos por la medida de minoración).

En fin, por último, si bien es cierto que la memoria se refiere a los efectos que tendrá el régimen de minoración previsto en el anteproyecto -y su destino previsto- en relación con el régimen recogido en el proyecto de Ley por la que se crea el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, sería deseable dar una explicación y justificación más detallada de la cuestión.

En mérito de lo expuesto, el Consejo de Estado es de dictamen:

Que, una vez consideradas las observaciones formuladas en el cuerpo de este dictamen, puede V. E. elevar al Consejo de Ministros para su aprobación como proyecto de Ley el anteproyecto sometido a consulta".

V. E., no obstante, resolverá lo que estime más acertado.

Madrid, 20 de julio de 2021

LA SECRETARIA GENERAL,

LA PRESIDENTA,

EXCMA. SRA. VICEPRESIDENTA TERCERA DEL GOBIERNO Y MINISTRA PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA Y EL RETO DEMOGRÁFICO.