Sentencia del Tribunal Supremo, de 14 de junio de 2021 (Sala de lo Contencioso-Administrativo, Sección 3, Ponente: José María del Riego Valledor)
Autora: Dra. Eva Blasco Hedo, Responsable del Área de Investigación y Formación del Centro Internacional de Estudios de Derecho Ambiental (CIEDA-CIEMAT)
Fuente: Roj: STS 2685/2021 – ECLI:ES:TS: 2021:2685
Palabras clave: Instalaciones tipo. Retribución. Sector eléctrico. Fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Derechos de emisión de CO2. Asignación gratuita. Instalaciones de cogeneración. Riesgo de fuga de carbono.
Resumen:
El Alto Tribunal conoce del recurso contencioso-administrativo formulado por la mercantil “Granada Vapor y Electricidad S.L.” contra la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos a efectos de su aplicación al periodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2020.
Los motivos de impugnación a través de los cuales la recurrente interesa la nulidad de la Orden impugnada son los siguientes:
1) Inadecuada estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 para todo el período regulatorio: el precio futuro se puede y se debe estimar. En su opinión, debería tenerse en cuenta la tendencia alcista del mercado de derechos de emisión, que se va a mantener durante el período regulatorio 2020-2025. De hecho, se va a establecer una valoración del coste de adquisición de 24,72 euros/tCO2, constante e invariable, cuando existen indicios del comportamiento alcista del mercado.
2) Indebida estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 por inadecuada estimación de la asignación gratuita de derechos a las instalaciones de cogeneración.
3) La Orden TED/171/2020 distingue por primera vez dos clases de instalación tipo en función de si la industria asociada pertenece o no a un sector o subsector en riesgo de fuga de carbono: nulidad por infracción de los artículos 14.7 LSE y 13.3, 17.1 y 24 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
La Sala desestima el primer motivo de impugnación por cuanto considera que la regulación del régimen retributivo específico establecida en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y en los artículos 14 y siguientes del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, no contempla la revisión de los costes de explotación distintos a los precios de los combustibles y a los peajes de acceso, por lo que considera que la revisión de los costes de derechos de emisión de CO2 solo se podrá llevar a cabo al final del período regulatorio. A su juicio, esta normativa no establece una metodología aplicable a la revisión de los parámetros retributivos -entre los que se incluiría el valor de coste de los derechos de emisión- basada en los precios futuros del mercado. Tampoco el método utilizado resulta inconsistente, dadas las características de volatilidad del mercado y el escenario potencial de reducción de la demanda.
No obstante, si hubiera realmente un incremento exponencial del coste de los derechos de emisión, que implicase un desequilibrio significativo en los ingresos y costes de explotación, la Sala considera que correspondería al Gobierno valorar la necesidad de promover reformas legales o reglamentarias en relación con este extremo.
En la misma línea, el Tribunal desestima el segundo de los motivos de recurso. Al efecto, constata que en la Memoria de Análisis del Impacto Normativo de 4 de febrero de 2020 se expone con claridad que se sustituye el valor de referencia aplicado hasta el año 2020 por un valor de referencia actualizado de emisiones de CO2 por unidad de producción de calor neto medible expresado en tCO2/TJh. La causa que justifica la decisión de la Administración responde a un criterio de oportunidad regulatoria, pues se vincula al hecho de que en la fecha de aprobación de la Orden impugnada, el valor de referencia unitario que debía aprobar la Comisión Europea no se había definido ni publicado – aunque, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 bis de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de octubre de 2003, se habría determinado que dicho valor estuviera en el rango de 47,35 a 60,43 tCO2/TJh.
En lo que concierne al motivo de impugnación basado en la ilegalidad de la distinción de dos clases de instalaciones tipo en función de si las industrias asociadas pertenecen o no a sectores o subsectores en riesgo de fuga de carbono, la parte demandante sostiene que: a) no ha existido ningún cambio de regulación de los derechos de emisión o de las asignaciones gratuitas de derechos de emisión que justifique el cambio radical introducido en la Orden impugnada; b) la Orden TED/171/2020 infringe el artículo 14.7 de la LSE y los artículos 13.3, 17.1 y 24 del Real Decreto 413/2014 por cuanto, a su juicio, no es posible reducir la retribución a la operación en el importe de las asignaciones gratuitas que percibe la industria o centro de consumo adicionalmente a las que percibiría la instalación de cogeneración; c) se quiebra el principio de suficiencia retributiva y adicionalmente los principios de seguridad jurídica, confianza legítima y predictibilidad; d) se provoca un trato diferente y discriminatorio entre las industrias que emplean la tecnología de cogeneración y las que no lo hacen, lo que vulneraría el artículo 14 de la Constitución.
En principio, la diferenciación entre instalaciones que operan en sectores considerados en riesgo de fuga de carbono de aquellos que no lo están, no se considera contrario a las previsiones que conforman el régimen retributivo. Tampoco se aprecia irregularidad alguna por el hecho de que se catalogue a las instalaciones en riesgo de fuga como punto de partida, sin perjuicio de solicitar el cambio. La sentencia dice textualmente que “la asignación gratuita de derechos de emisión en los sectores en “riesgo de fuga de carbono” es mayor que en aquellos sectores en los que no existe ese riesgo, por lo que resulta lógico que este factor tenga repercusión en el coste retribuido a la operación, pues las instalaciones que reciben mayores derechos de emisión de CO2 de forma gratuita tendrán que adquirir menos en el mercado para poder operar. En definitiva, ninguna ilegalidad se advierte, por tanto, en una previsión como la contenida en el artículo 5 de la Orden por el hecho de que diferencie instalaciones tipo tomando en consideración si operan en sectores en riesgo de fuga o si no lo están”.
En relación con la problemática de la repercusión de las asignaciones gratuitas de derechos de emisión en los casos de transferencias de calor entre instalaciones de cogeneración y la industria asociada, la Sala toma como base las previsiones contenidas en el Reglamento Delegado (UE) 2019/331 de la Comisión, de 19 de diciembre de 2018, por el que se determinan las normas transitorias de la Unión para la armonización de la asignación gratuita de derechos de emisión y las contenidas en la Guía nº 6 de la Comisión Europea sobre la metodología armonizada de asignación gratuita del RCDE UE posterior a 2020 (publicada el 31 de enero de 2019). Asimismo, baraja como posible escenario conflictivo el siguiente: la empresa de cogeneración vende todo o parte del calor producido por su instalación a industrias que están dentro del Régimen de comercio de derechos de emisión. En este caso, los derechos de emisión gratuitos los recibiría la industria o instalación que consume el calor y no la que lo genera.
En opinión de la Sala, la Orden impugnada no tiene en cuenta en este caso que cuando la instalación de cogeneración vende calor a una industria dentro del RCDE, no percibe asignaciones gratuitas por los derechos de emisión de CO2; por lo que reduce injustificadamente la retribución por costes de operación de dichas instalaciones, infringiendo lo dispuesto en el artículo 14.7 de la LSE. En definitiva, se genera un diferente trato retributivo de las instalaciones de cogeneración dependiendo de la industria a la que venden calor útil, pese a que sus costes de explotación son los mismos.
Por tanto, respecto a este extremo, se anula la Orden impugnada, si bien no implica su ilegalidad ni, particularmente, de su artículo 5, por diferenciar entre ITs aplicables a instalaciones que pertenecen a sectores o subsectores en riesgo de fuga de carbono o aquellas que no lo están; ni por establecer unos parámetros retributivos distintos para unas y otras.
Se puntualiza que se ha emitido un voto particular respecto a la alegación en que la parte recurrente reprocha a la Orden impugnada una inadecuada estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 para todo el periodo regulatorio. A juicio del Magistrado, la Orden incurre en una insuficiencia retributiva determinada por la concurrencia de dos factores: “de un lado, que la Orden lleva a cabo una estimación rígida de ese coste de los derechos de emisión de CO2, que ha sido fijado tomando únicamente como referencia valores promedios del pasado; y, de otra parte, que no se contempla que a lo largo del período regulatorio vaya a producirse la actualización o revisión de aquella estimación inicial”.
Destacamos los siguientes extractos:
“(…) la Sala entiende que de la lectura del artículo 14 de la citada Ley reguladora del Sector Eléctrico no se desprende ni se infiere que para el cálculo de la retribución específica, en lo que respecta a la estimación de los costes de explotación -entre los que se incluyen los costes de adquisición de los derechos de emisión de CO2-, deban considerarse de forma inexcusable los costes futuros, aunque estimamos que la metodología utilizada para su cálculo debe fundarse en criterios de racionalidad económica comúnmente aceptados, que permitan a las instalaciones de producción de energía eléctrica que tengan derecho a acogerse al régimen retributivo específico una rentabilidad razonable.
El artículo 14 de la meritada Ley del Sector Eléctrico, en su apartado 4, dispone que los parámetros de retribución de la actividad de producción de energía a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos con régimen retributivo específico se fijarán teniendo en cuenta la situación cíclica de la economía, la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años, salvo que una norma de Derecho Comunitario Europeo establezca una vigencia distinta (…)
Por eso, sostenemos que no tiene cobertura ni en la Ley del Sector Eléctrico, ni en el Real Decreto 413/2014, la pretensión formulada con el objeto de que se reconozca la obligación de la Administración de aprobar una metodología alternativa -tal como se propugna con base en el dictamen pericial aportado a las actuaciones-, que sustituya a la metodología de cálculo cuya aplicación ha determinado la cuantificación del valor del coste de los derechos de emisión de CO2 en el periodo regulatorio correspondiente a 2020/2025 (…)”.
“(…) Por ello, no estimamos que la Orden TED/171/2020 haya vulnerado el principio de transparencia, pues, tanto en la citada Memoria de Análisis del Impacto Normativo como en el Informe elaborado por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, y en el Informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se contienen datos que permiten conocer cuáles son las razones fácticas y jurídicas que determinaron que no se pudiera aplicar la metodología establecida en el Real Decreto 18/2019, y, ante las circunstancias sobrevenidas de carácter temporal, se optara de forma excepcional por aplicar una metodología de cálculo del valor de referencia para cada instalación tipo y se estableciera específicamente una reducción del 8 % del valor de referencia, dentro del rango establecido por la Comisión Europea.
Tampoco consideramos que proceda declarar la nulidad de la Orden TED/171/2020 por haberse fijado el valor de referencia para cada instalación, sin fijar los valores de referencia con carácter universal y uniforme para el conjunto de instalaciones de la Unión Europea de los productos reconocidos en el EU ETS, cuya fijación corresponde a la Comisión Europea. No cabe, en efecto, desconocer la singularidad del escenario regulatorio relativo a la determinación del valor de referencia utilizado para la asignación gratuita de derechos de emisión de CO2 en que tuvo que fijarse el valor de referencia, en un momento en que la Comisión Europea todavía no había adoptado una decisión sobre la actualización del valor de referencia para calcular la asignación gratuita de los derechos de emisión de CO2 para el periodo 2021/2023 (Fase IV), al encontrarse en fase de análisis de las informaciones reportadas por los Estados miembros respecto de las solicitudes de asignación formuladas por los titulares de las instalaciones. (…)”.
“(…) La posibilidad de eliminar o incorporar nuevos tipos de instalaciones y modificar sus parámetros retributivos aparece contemplada en los artículos 17 y 20.2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
Por otra parte, el hecho de que la Orden TED/171/2020, al tiempo de establecer las Instalaciones Tipo (ITs) y sus parámetros retributivos, tome en consideración si dichas instalaciones se encuentran o no sectores en riesgo de fuga de carbono responde a la normativa de la Unión y a la lógica del sistema retributivo.
La retribución a la operación incluye los costes derivados de la adquisición de los derechos de emisión de CO2, que vienen determinados por dos factores: el precio de los derechos de emisión; y la cantidad de derechos de emisión de CO2 que tengo que comprar, la cual se cuantifica por la diferencia entre las emisiones de CO2 y los derechos de emisión de asignación gratuita recibidos por las ITs. (cuantos más derechos de emisión se asignen a una instalación de forma gratuita menor es el número de derechos de emisión que tengo que comprar y por ende menor es el coste de operación que se retribuye) (…)”.
“(…) Uno de los factores de ajuste, según la normativa de la Unión Europea, es el riesgo de fuga de carbono. Y los criterios de asignación gratuita de los derechos de emisión están contemplados en la normativa europea y en el artículo 16 de la Ley 13/2010, de 5 de julio, por la que se modifica la Ley 1/2005, de 9 de marzo. La asignación gratuita de derechos de emisión varía según se trate de actividades que actúan o no en sectores con “riesgo de fuga de carbono”, entendiendo por tal la situación que puede producirse cuando, por motivos de costes derivados de políticas climáticas, las empresas trasladan su producción a otros países con límites de emisión menos estrictos (…)”
“(…) Tampoco se advierte irregularidad alguna porque se catalogue a estas instalaciones en riesgo de fuga como punto de partida, sin perjuicio de poder solicitar el cambio. Y ello porque cuando se elaboró la Orden TED/171/2020 se comprobó que la gran mayoría de los sectores de actividad que utilizan la cogeneración están en riesgo de fuga de carbono, por lo que se adaptó el coste de retribución a la realidad existente, evitando que se incrementase el coste en la retribución que no respondía a la realidad constatada (…)”
“(…) Por ello, la Orden impugnada al no tomar en consideración esta circunstancia, al tiempo de establecer los parámetros retributivos de las instalaciones de cogeneración citadas en el supuesto tercero -empresa de cogeneración vende todo o parte del calor producido por su instalación a industrias que están dentro del Régimen de comercio de derecho de emisión-,está reduciendo injustificadamente la retribución por costes de operación de dichas instalaciones, infringiendo así las previsiones contenidas en el artículo 14.7 de la Ley del Sector Eléctrico, en el que se dispone que para el cálculo de la retribución específica de una instalación tipo se consideraran, entre otros, los costes estándar de explotación, sin que por ello se pueda computar en los costes estándar de explotación la reducción de derechos de emisión de CO2 por asignación gratuita no percibidos por las instalaciones de cogeneración.
Ello genera, a su vez, un diferente trato retributivo de las instalaciones de cogeneración dependiendo de la industria a la que le venden el calor útil, pese a que sus costes de explotación son los mismos. Los costes de operación para la cogeneración son los mismos con independencia de que consuma por si misma o venda el calor a una industria asociada y con independencia de que la industria asociada esté o no en riesgo de fuga de carbono. Sin embargo, la retribución efectiva de los costes de operación (por la asignación gratuita de los derechos de emisión de CO2) son distintos dependiendo de quien recibe los derechos de emisión gratuita (…)
Pero es que, además, tal y como hemos tenido ocasión de señalar anteriormente, nuestro ordenamiento jurídico prevé expresamente la posibilidad de eliminar o incorporar nuevos tipos de instalaciones y modificar sus parámetros retributivos de forma periódica, adaptándolos a la realidad existente, y que al inicio de cada periodo regulatorio se pueden modificar los parámetros retributivos (art. 14.4 de la LSE) (…)”.
“(…) Voto particular: Una estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 que en algún momento resultase insuficiente, en el sentido de inferior a los precios de mercado, podría ser considerada como una anomalía meramente coyuntural o circunstancial si fuese posible corregirla mediante la correspondiente actualización o revisión. Pero siendo esta revisión inviable -así la ha declarado esta Sala-, aquella anomalía se perpetúa, haciendo con ello que cristalice una retribución insuficiente.
Esto es precisamente lo que sucede en el caso que examinamos, donde los informes disponibles -no solo el dictamen pericial aportado a las actuaciones sino también el informe de la CNMC (documento nº 7 del expediente administrativo)- ponen de manifiesto que si bien la estimación que se hace en la Orden TED/171/2020 del coste de los derechos de emisión de CO2, basada en valores promedio del año 2019, podía parecer aceptable a principios de 2020, pronto empezó a advertirse que aquella estimación resultaba insuficiente, en tanto que claramente inferior al valor de mercado; y la evolución posterior de los precios no ha venido sino a agravar tal insuficiencia.
Por lo demás, no existe indicio alguno de que tal anomalía vaya a resultar corregida o siquiera atenuada a lo largo del período regulatorio 20202025, pues esos mismos informes a los que acabo de aludir señalan una tendencia al alza del coste de los derechos de emisión de CO2; y, por otra parte, debe considerarse descartada, como ya sabemos, cualquier actualización o revisión de aquella estimación inicial (…)
Por ello, me limitaré a señalar que, mientras no se habilite un mecanismo de revisión o actualización del precio de los derechos de emisión a lo largo del periodo regulatorio, la cuantificación de ese coste debe hacerse mediante estimaciones que de algún modo contemplen la evolución futura de los precios; o mediante fórmulas que alberguen algún coeficiente corrector que permita o propicie una acomodación dinámica y continua -al alza o a la baja- de la estimación inicial a la evolución de los precios de mercado durante el período regulatorio (…)”.
Comentario de la Autora:
La normativa reguladora del sector eléctrico estableció un nuevo marco retributivo para la actividad de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. A partir de entonces, se han ido sucediendo diversas disposiciones que han aprobado otras instalaciones tipo y sus parámetros retributivos por periodos regulatorios de seis años. En este caso, la controversia se plantea alrededor de la metodología seleccionada para el cálculo del valor del coste de adquisición de los derechos de emisión a lo largo de todo el período regulatorio, de forma estática e invariable, sin tener en cuenta las posibles futuras fluctuaciones, lo que repercutiría en los costes de explotación de las instalaciones. La opinión mayoritaria de la Sala considera que la normativa aplicable no prevé un método de revisión de los parámetros retributivos acorde con los precios futuros de mercado, máxime teniendo en cuenta que la hipótesis basada en la tendencia alcista del mercado de derechos de emisión, no le resulta suficientemente sólida.
A sensu contrario, el Magistrado que emite su voto particular considera que debería contemplarse de alguna manera la evolución futura de los precios de mercado durante el período regulatorio, que permitiera una acomodación continua de la estimación inicial.
Por otra parte, se anula la Orden impugnada en lo referente al cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones de cogeneración, al computar en sus costes de operación la asignación gratuita de los derechos de emisión del CO2 percibidos por la empresa consumidora del calor, reduciendo de esa manera los costes de operación por unos derechos de emisión de CO2 de asignación gratuita no percibidos.
Enlace web: Sentencia STS 2685/2021 del Tribunal Supremo, de 14 de junio de 2021.
