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DERECHO DE LA ENERGÍA

MEDIDAS URGENTES PARA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA Y LA PROTECCIÓN DE LOS CONSUMIDORES

El Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, aborda, de forma urgente, la actual subida de los precios de la electricidad, ofrece una mayor cobertura a los ciudadanos en situación de vulnerabilidad e incrementar la protección de los consumidores, con medidas que permitirán ajustar mejor la tarifa al consumo, reduciendo su factura eléctrica.

Asimismo, adopta medidas para acelerar la transición hacia un modelo energético basado en energías renovables.

Entre otras, se elimina el denominado "impuesto al sol", se reconoce legalmente el autoconsumo compartido y se flexibiliza la actividad de recarga de vehículos eléctricos, eliminando la figura del gestor de carga.

Fuente: BOE

REAL DECRETO-LEY 13/2014, DE 3 DE OCTUBRE, POR EL QUE SE ADOPTAN MEDIDAS URGENTES EN RELACIÓN CON EL SISTEMA GASISTA Y LA TITULARIDAD DE CENTRALES NUCLEARES

El almacenamiento subterráneo de gas natural «Castor», situado en el subsuelo del mar a 21 km aproximadamente de la costa, es una infraestructura singular en la que concurren una serie de circunstancias que requieren de una solución integral que, con carácter inmediato y urgente, habilite un marco normativo que consolide la primacía del interés general en relación con la seguridad de las personas, los bienes y el medio ambiente en el entorno del almacenamiento.

El presente real decreto-ley se justifica por la extraordinaria y urgente necesidad de atender a la compleja situación técnica existente en la instalación, especialmente tras la renuncia a la concesión presentada por su titular. A este fin, se acuerda la hibernación de las instalaciones y la asignación de su administración a la sociedad ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., quien se encargará, durante la citada hibernación, de su mantenimiento y operatividad, así como de la realización de los informes técnicos necesarios para determinar la correcta operatividad de la instalación y en su caso, de los trabajos necesarios para su desmantelamiento. También llevará a cabo el pago de la correspondiente compensación a ESCAL UGS, S.L., por las instalaciones cuya administración se le asigna. La experiencia adquirida por ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., en la gestión y operación de almacenamientos subterráneos, como titular de las principales instalaciones de tal naturaleza que operan en el sistema gasista, garantiza el mantenimiento efectivo del almacenamiento subterráneo «Castor» en condiciones seguras. Además, se reconoce a dicha sociedad una retribución del sistema gasista por el desarrollo de los trabajos que la presente norma le asigna así como una compensación por el desembolso económico al actual titular de las instalaciones.

El Real Decreto 855/2008, de 16 de mayo, otorgó a ESCAL UGS, S.L., la concesión de explotación para el almacenamiento subterráneo de gas natural denominado «Castor», que se integraría en el sistema gasista como infraestructura básica y consecuentemente, sujeta al régimen de acceso de terceros a la red y con derecho a una retribución regulada. El almacenamiento fue recogido en el Documento de «Planificación de los sectores de la electricidad y del gas 2008-2016», aprobado por el Consejo de Ministros con fecha de 30 de mayo de 2008. El Real Decreto 855/2008, de 16 de mayo, además de su carácter meramente demanial, concretaba algunas especificidades del almacenamiento entre las que cabe destacar el régimen de extinción de su artículo 14. Entre ellas se establecía la posibilidad de renuncia de la concesión de explotación por el titular así como la determinación de la compensación a percibir en dicha eventualidad. Dicha previsión fue objeto de litigio a resultas del Acuerdo del Consejo de Ministros de 11 de mayo de 2012, que declaró la lesividad para el interés público del inciso final del mencionado artículo por entender incompatible una compensación a la empresa concesionaria en caso de caducidad o extinción de la concesión si concurre dolo o negligencia de la misma, con el criterio de la gratuidad de la reversión de las instalaciones estipulado en el artículo 29.1 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

El Tribunal Supremo dictó sentencia el 14 de octubre de 2013 en la que afirmó que la previsión genérica de gratuidad en la reversión de las instalaciones contenida en el artículo 29.1 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre del Sector de Hidrocarburos debía entenderse «a reserva de previsiones específicas en el otorgamiento de cada concesión concreta», concluyendo por ello, en relación con el citado artículo 14 del Real Decreto 855/2008, de 16 de mayo «que dicha previsión no choca con el tenor del artículo 29.1 de la Ley del Sector de Hidrocarburos y que, por consiguiente, no podemos declarar su nulidad. Pero no significa que aunque medie dolo o negligencia de la empresa concesionaria en todo caso vaya ésta a percibir la indemnización prevista en el inciso litigioso. Antes al contrario, dicha regla concesional es a su vez una previsión genérica de compensación por el valor residual de unas instalaciones que revierten operativas al Estado en caso de caducidad o extinción de la concesión; pero la efectiva percepción por parte de la empresa titular de dicha compensación dependerá de las causas que hayan llevado a la caducidad o extinción de la concesión y de las circunstancias concurrentes en el caso concreto en que se hayan producido». Por otra parte, el referido Real Decreto 855/2008, de 16 de mayo, habilitaba a su titular para emplear la estructura subterránea como almacenamiento subterráneo pero exigía, al mismo tiempo, la obtención de autorización administrativa de sus instalaciones necesarias. Previa realización del trámite de evaluación de impacto ambiental que concluyó por Resolución de 23 de octubre de 2009, de la Secretaría de Estado de Cambio Climático, por la que se formula declaración de impacto ambiental del proyecto Almacén subterráneo de gas natural Amposta, y posteriormente por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 7 de junio de 2010, se otorgó autorización administrativa y reconocimiento de la utilidad pública de las instalaciones y servicios necesarios para el desarrollo del proyecto de almacenamiento subterráneo «Castor». Finalizados los trabajos de construcción de los mismos, la Dependencia del Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Castellón emitió, el 5 de julio de 2012, el acta de puesta en servicio provisional para el conjunto del almacenamiento que además de habilitar para la inyección del gas colchón establece el inicio del devengo de la retribución regulada de la instalación. La inyección de dicho gas colchón estaba programada en varias fases, que de forma gradual, debían permitir la validación y puesta en marcha de la instalación. La primera tuvo lugar entre el 14 y el 25 de junio de 2013 y la segunda, entre el 19 y el 23 de agosto de 2013, etapas que tuvieron lugar sin incidencias significativas. Durante la tercera fase de inyección, en el mes de septiembre de 2013, la red sismográfica de monitorización del almacenamiento detectó una serie de eventos sísmicos, con una evolución caracterizada por una primera fase con un comportamiento de sismicidad inducida, donde el cese de las inyecciones fue seguido rápidamente por un decrecimiento de la actividad, y una segunda fase de sismicidad disparada. Estos eventos fueron sentidos con intensidad macrosísmica II y III en la escala macrosísmica europea EMS-98, generando una notable alarma social, lo que motivó la suspensión temporal de la operación del almacenamiento, decretada inicialmente por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 26 de septiembre de 2013 y prorrogada posteriormente por resolución de fecha 18 de junio de 2014.

A sus resultas, se encargaron sendos informes al Instituto Geográfico Nacional y al Instituto Geológico y Minero de España que no permiten aún emitir una conclusión definitiva sobre las eventuales consecuencias de una vuelta a la operación. Al contrario, recomiendan la realización de una serie de estudios adicionales que, sin perjuicio de las eventuales aportaciones de técnicos internacionales, permitirían disponer de una base sólida y coherente sobre la que tomar una decisión sobre el futuro de la instalación que prime de manera determinante la seguridad de las personas, los bienes y del medioambiente. Por este motivo, el presente real decreto-ley hiberna las instalaciones del almacenamiento subterráneo y encarga a la empresa ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U. la realización de los estudios necesarios sobre la seguridad en la operación de la instalación.

El 31 de octubre de 2012, ESCAL UGS, S.L solicitó el inicio de los trámites para la inclusión del almacenamiento en el régimen retributivo del sistema gasista, adjuntando a su solicitud la información que exige el artículo 6 de la Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre por la que se establece la retribución de los almacenamientos subterráneos de gas natural incluidos en la red básica. Encontrándose en fase de estudio la compleja solicitud y como consecuencia de los hechos detallados anteriormente aquella no fue resuelta. Posteriormente, el 18 de julio de 2014, ESCAL UGS, S.L. presentó en el registro del Ministerio de Industria, Energía y Turismo un escrito en el que comunica su decisión de ejercer el derecho a la renuncia a la concesión. Como se ha mencionado anteriormente, tanto el Real Decreto 855/2008, de 16 de mayo, como la ya referida Orden ITC/3995/2006, de 29 de diciembre, contemplan la posibilidad de renuncia anticipada a la concesión y el reconocimiento de una compensación por las inversiones efectuadas, siendo precisa la expresa autorización administrativa de tal renuncia de conformidad con lo previsto en el artículo 14 del referido Real Decreto 855/2008, de 16 de mayo. El valor de dicha compensación se establece en el valor neto de la inversión acometida. El importe total de la inversión asciende a 1.461.420 miles de euros, importe al que habría que descontar la retribución provisional ya abonada de 110.691,36 miles de euros. Con ello, el importe que se reconoce a ESCAL UGS, S.L. asciende a 1.350.729 miles de euros. Como consecuencia de lo anterior, el presente real decreto-ley extingue la concesión de explotación del almacenamiento subterráneo de gas natural denominado «Castor». La efectividad de la renuncia no implica, en modo alguno, la extinción de la responsabilidad que la actual sociedad titular y sus accionistas deban, en su caso, afrontar por su gestión del proyecto y que será convenientemente exigida una vez se dispongan de todos los elementos de juicio necesarios.

Mediante este real decreto-ley se consolida la suspensión de la operación en el almacenamiento ya establecida por la Dirección General de Política Energética y Minas, con determinadas condiciones de forma que se hibernan las instalaciones del almacenamiento subterráneo «Castor». La situación de hibernación de estas instalaciones ya construidas permite su explotación siempre que se realicen los estudios técnicos necesarios que garanticen la seguridad de las personas, los bienes y el medio ambiente, y así se considere por acuerdo del Consejo de Ministros. De esta forma, se mantiene el interés estratégico del almacenamiento subterráneo «Castor», que forma parte del conjunto de instalaciones para la seguridad de suministro del sistema gasista español, cuyo abastecimiento depende fundamentalmente de los suministros exteriores, y por consiguiente, la utilidad pública de dicho almacenamiento, así como la imputación de los costes e ingresos al sistema gasista. En esta situación de hibernación, en la que no se realizará ninguna extracción o inyección de gas natural en el almacenamiento, la administración de las instalaciones hibernadas se asignan a la sociedad ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., mientras que el derecho y el uso de la estructura geológica del almacenamiento subterráneo se reintegran al dominio público al que hace referencia el artículo 2 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos. Esta sociedad se responsabilizará del mantenimiento de las instalaciones en condiciones seguras a cambio de una compensación por los costes incurridos en la ejecución de tales funciones, debidamente auditados. En el supuesto en que ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., realice con sus propios recursos cualquier operación, se añadirá un beneficio industrial y en el caso de subcontrataciones, un coste por la gestión y administración de las mismas.

Con dicha asignación se garantiza la seguridad de las personas, los bienes y el medioambiente y el correcto mantenimiento de la operatividad del almacenamiento subterráneo Castor optimizando los recursos disponibles por el sistema gasista. Esta medida se justifica por cuanto ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., es titular de tres de los cuatro almacenamientos subterráneos del sistema (Serrablo, Gaviota y Yela), lo que representa en torno al 98 por ciento de la capacidad útil total de almacenamiento del sistema gasista prevista en los próximos años, excluido Castor. Además de lo anterior y como consecuencia de la asunción por ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., de la administración de tales instalaciones, se deriva la obligación de pago a ESCAL UGS, S.L. de 1.350.729 miles de euros, siendo titular ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., por razón de la asunción de tal obligación de pago, de un derecho de cobro por parte del sistema gasista de las cantidades que le permitan garantizar la cobertura de tal pago en la cuantía y términos que se fijan en el presente real decreto-ley. La satisfacción del derecho de cobro y del resto de costes se realizará a través de los pagos que realice el órgano competente en materia de liquidaciones del sistema gasista, que es actualmente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de conformidad con la disposición transitoria cuarta de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Dada la excepcionalidad de la operación y con objeto de dar las mayores garantías en cuanto al cobro se contemplan un conjunto de medidas. Así, en primer lugar, se interpone al organismo encargado de las liquidaciones como sujeto obligado al pago mediante la creación de una cuenta específica en régimen de depósito. En segundo lugar, se da prioridad al pago del derecho de cobro frente al resto de costes del sistema gasista. Finalmente, de forma extraordinaria y excepcional, se establece que dichos derechos de cobro puedan servir de garantía en los acuerdos de garantía financiera previstos en el Real Decreto-ley 5/2005, de 11 de marzo, de reformas urgentes para el impulso a la productividad y para la mejora de la contratación pública. Por consiguiente, la hibernación de esta instalación implica un régimen jurídico y económico específico no contemplado de forma expresa en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, ni en su normativa de desarrollo. La atribución de las citadas obligaciones a ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., a ESCAL UGS, S.L, así como al resto de sujetos implicados y la imputación con cargo al sistema gasista de un nuevo coste que, de conformidad con el Real Decreto-ley 8/2014, de 4 de julio, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, debe hacerse por ley, exige una norma con rango de ley y teniendo en cuenta la extraordinaria y urgente necesidad con que han de adoptarse estas medidas se articula mediante un real decreto-ley. Como se ha señalado, ENAGÁS TRANSPORTE, S.A.U., completará los informes y estudios a los que se hace referencia en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de fecha 18 de junio de 2014, así como aquellos que se consideren precisos para comprobar la correcta construcción, mantenimiento y utilización del almacenamiento, la verificación de la seguridad en el mantenimiento y operación de la instalación y la adquisición de conocimientos técnicos precisos para el desarrollo del almacenamiento. De este conocimiento deberá obtenerse la profundidad de juicio precisa a fin de que se adopte la decisión definitiva que determine el futuro del almacenamiento, debiendo procederse al desmantelamiento cuando puedan existir riesgos para las personas, los bienes o el medio ambiente que lo aconsejen. En el supuesto de que el Consejo de Ministros considerase segura la operación del almacenamiento, por tratarse de unas instalaciones necesarias para la seguridad del suministro, se integrarán en una nueva concesión de explotación, y el conjunto se deberá asignar en un procedimiento público de concurrencia competitiva a la oferta que, cumpliendo los requisitos técnicos y de seguridad exigibles, suponga un menor coste para el sistema gasista. En ningún caso se afectará a los derechos de cobro reconocidos con cargo al sistema gasista.

Por todo lo anteriormente expuesto, la nueva situación determinada por la sobrevenida renuncia a la concesión con la concurrencia de los hechos y aspectos técnicos, económicos y jurídicos antes referidos hace imprescindible articular un marco normativo adecuado e inmediato que permita garantizar el interés general primario de la seguridad de las personas, bienes y medioambiente, y ello con el carácter de extraordinaria y urgente necesidad exigido para la aprobación del presente real decreto-ley.

La Ley 12/2011, de 27 de mayo, sobre responsabilidad civil por daños nucleares o producidos por materiales radiactivos, modifica el artículo 28 de la Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre energía nuclear, para disponer que el titular de la autorización de explotación de una central nuclear sea una única persona jurídica dedicada exclusivamente a la gestión de centrales nucleares, contando con los medios materiales, económico-financieros y personales necesarios. Asimismo, la referida Ley 12/2011, de 27 de mayo, añade una disposición transitoria única a la Ley 25/1964, de 29 de abril, en la que se establece el procedimiento a seguir por los titulares de las centrales nucleares que no cumplan con los requisitos establecidos en la nueva redacción del artículo 28 de la citada Ley 25/1964, de 29 de abril, para adaptarse a estos requisitos, fijando un plazo para llevar a cabo esta adaptación. Sin embargo, transcurrido en exceso dicho plazo, no se ha podido llevar a cabo la adaptación establecida por la ley en aquellas centrales nucleares en las que existen varios titulares, por no haber dado éstos cumplimiento a lo dispuesto en dicha disposición transitoria única. A la vista de lo anterior, y siendo necesario que se completen los procesos de adaptación de las distintas centrales nucleares, se ha considerado urgente y necesario proceder a esta modificación legal, ya que, además, es preciso posibilitar, en su caso, la renovación de las autorizaciones de explotación de las centrales nucleares afectadas, para evitar un posible impacto negativo en la estabilidad del suministro eléctrico. Esta medida afecta a todas las centrales nucleares, salvo a la central nuclear de Santa María de Garoña y a la central nuclear de Cofrentes ya que son las únicas que cumplen con el requisito de tener un único titular. Mediante esta modificación, se pretende no interferir, en la medida de lo posible, en el modelo de explotación implantado desde hace años en las centrales nucleares afectadas, y respetar el contexto de competencia en materia de generación nucleoeléctrica que actualmente existe en el mercado eléctrico. Hay que tener en cuenta que la operación de estas centrales se lleva a cabo por medio de Agrupaciones de Interés Económico (AIE) constituidas por sus copropietarios que cuentan con los recursos personales que son exigidos en el apartado 2 del artículo 28. Mediante esta modificación legal se exige también que se les dote con los demás medios necesarios. Además, dado que una misma entidad puede ser titular de la explotación de varias centrales nucleares con diferentes propietarios, con la modificación contemplada en este real decreto-ley se pretende exonerar de cualquier responsabilidad que pudiera derivarse de la explotación de una central nuclear a aquellas compañías que siendo partícipes de dicha entidad titular no sean copropietarios de la misma. Esta modificación legal pretende dar solución a la situación planteada, sin perjuicio de que, con posterioridad, las empresas afectadas puedan solicitar una modificación de la titularidad de una central nuclear.

Fuente: BOE

REAL DECRETO 216/2014, DE 28 DE MARZO, POR EL QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LOS PRECIOS VOLUNTARIOS PARA EL PEQUEÑO CONSUMIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SU RÉGIMEN JURÍDICO DE CONTRATACIÓN

Los precios voluntarios para el pequeño consumidor y las tarifas de último recurso se encuentran regulados en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

En este artículo se definen los precios voluntarios para el pequeño consumidor como los precios máximos que podrán cobrar los comercializadores que, a tenor de lo previsto en el párrafo f) del artículo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, asuman las obligaciones de suministro de referencia, a aquellos consumidores que, de acuerdo con la normativa vigente, cumplan los requisitos para que les resulten de aplicación. Asimismo, se definen las tarifas de último recurso como aquellos precios de aplicación a categorías concretas de consumidores de acuerdo a lo dispuesto en la citada ley y su normativa de desarrollo. Estas tarifas de último recurso resultarán de aplicación a los consumidores que tengan la condición de vulnerables, y a aquellos que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del precio voluntario para el pequeño consumidor, transitoriamente no dispongan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador en mercado libre. El precio voluntario al pequeño consumidor viene a sustituir a las tarifas de último recurso existentes hasta la aprobación de la citada Ley 24/2013, de 26 de diciembre, cuya regulación se establecía tanto en el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, que en su artículo 7 establecía la metodología de cálculo y revisión de las tarifas de último recurso, como en la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica. El mencionado artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, determina en su apartado 2 que para el cálculo de los precios voluntarios se incluirá de forma aditiva en su estructura el coste de producción de energía eléctrica, además de los peajes de acceso, cargos y los costes de comercialización que correspondan. Asimismo, establece que el coste de producción se determinará con arreglo a mecanismos de mercado en los términos que se desarrollen reglamentariamente. Además de lo anterior, el artículo 17.4 establece que el Gobierno establecerá la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y de las tarifas de último recurso, y que por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, se dictarán las disposiciones necesarias para el establecimiento de los mismos. En el presente real decreto se determina la estructura de los precios voluntarios para el pequeño consumidor, antes tarifas de último recurso, que serán de aplicación a los consumidores de baja tensión con potencia contratada hasta 10 kW. Asimismo, se fija el procedimiento de cálculo del coste de producción de energía eléctrica que incluirá el precio voluntario para el pequeño consumidor, de tal forma que se respete el principio de suficiencia de ingresos, aditividad y que no ocasionen distorsiones de la competencia en el mercado, tal y como exige la norma, posibilitando su revisión. Hasta la fecha, el citado coste de producción se ha venido estimando a partir del método de cálculo previsto en la normativa anterior tomando como referencia el resultado de la subasta que a tal efecto se celebraba.

Estas subastas, denominadas subastas CESUR, se encuentran reguladas en la Orden ITC/1601/2010, de 11 de junio, por la que se regulan las subastas CESUR a que se refiere la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, a los efectos de la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas para el cálculo de la tarifa de último recurso. Este mecanismo es un mecanismo de contratación a plazo, para un horizonte trimestral, en el que venían participando los comercializadores de último recurso (ahora comercializadores de referencia) como adquirentes de energía eléctrica para el suministro a los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso (ahora al precio voluntario para el pequeño consumidor). La ley 17/2013, de 27 de diciembre, por el que se determina el precio de la energía eléctrica en los contratos sujetos al precio voluntario para el pequeño consumidor en el primer trimestre de 2014, se estableció el mecanismo para determinar el precio de los contratos mayoristas a utilizar como referencia para la fijación del precio voluntario para el pequeño consumidor para el primer trimestre de este ejercicio 2014. Estos hechos acaecidos recientemente han puesto de manifiesto la necesidad de proceder a una revisión del mecanismo vigente para la determinación del coste de producción de energía eléctrica. Así mediante este real decreto se establece que la determinación del coste de producción de energía eléctrica se realizará con base en el precio horario del mercado diario durante el período al que corresponda la facturación. La facturación se efectuará por el comercializador de referencia que corresponda con base en lecturas reales y considerando los perfiles de consumo salvo para aquellos suministros que cuenten con equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión, y efectivamente integrados en los correspondientes sistemas, en los que la facturación se realizará considerando los valores horarios de consumo. De este modo, el mecanismo establecido en el presente real decreto supone un cambio de modelo, pasando de un modelo en el que el precio del coste estimado de la energía se fijaba a priori a través de un mecanismo con un precio de futuro como era el caso de las subastas CESUR, a un mecanismo en el que el consumidor abonará el coste que ha tenido en el mercado la energía consumida en el periodo. El aseguramiento de un precio estable durante un periodo implica un coste, que estaba implícito en el coste de la energía resultante de la subasta. El nuevo mecanismo propuesto supondrá un ahorro para los consumidores que, con carácter general, no tendrán que hacer frente al pago del coste de aseguramiento en el precio de un producto negociado en un mercado de futuros. A cambio, percibirán las variaciones de precio resultantes del distinto precio de la energía en cada momento.
Este nuevo mecanismo permitirá, por tanto, lograr una mayor transparencia en la fijación del precio, eliminar la participación del Gobierno, que convocaba las subastas CESUR, así como reducir los precios para el consumidor al disminuir el coste del aseguramiento, y en definitiva, dar una mayor señal de precio, lo que fomentará comportamientos de consumo más eficientes.

Además y en desarrollo del artículo 46.1.q) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del precio voluntario para el pequeño consumidor y para aquellos que puedan acogerse al mismo, en este real decreto se prevé como alternativa que el consumidor pueda contratar con el comercializador de referencia un precio fijo de la energía durante un año. De esta forma, se pretende ofertar un precio más estable para el consumidor, aunque con un mayor coste de aseguramiento. Este precio será público, transparente y comparable. II Teniendo en cuenta lo anterior, y dentro de las revisiones normativas necesarias, el objeto del presente real decreto es establecer la metodología para el cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor en desarrollo del apartado 4 del artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Asimismo, se incorporan las previsiones necesarias para el cálculo y aplicación de las tarifas de último recurso a las que podrán acogerse los consumidores vulnerables y los consumidores que, sin tener derecho al precio voluntario para el pequeño consumidor, transitoriamente carezcan de un contrato con un comercializador en mercado libre. ley 17/2013, de 27 de diciembre, por el que se determina el precio de la energía eléctrica en los contratos sujetos al precio voluntario para el pequeño consumidor en el primer trimestre de 2014, contempla el mecanismo de cobertura de los comercializadores de referencia a aplicar en el primer trimestre de 2014. Entre otros aspectos, determina en su apartado 3 que la cuantía de las cantidades resultantes por aplicación de la liquidación por diferencias de precios será incorporada, en su caso, en el cálculo del precio voluntario al pequeño consumidor del periodo siguiente, señalando asimismo que se procederá a la realización de las oportunas regularizaciones de las cantidades correspondientes a cada comercializador de referencia. Por ello, en el presente real decreto se desarrollan los aspectos necesarios para la realización de las oportunas regularizaciones de las cantidades correspondientes a cada comercializador de referencia. Además de lo anterior, se regulan en esta norma las condiciones del contrato de suministro a precio voluntario para el pequeño consumidor, con el fin de establecer un contenido homogéneo de dichos contratos, al amparo de lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Por otro lado, a raíz de la sentencia de 5 de abril de 2011, de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, que anula el artículo 2 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, resulta necesario revisar los criterios para determinar qué empresas comercializadoras deben prestar el suministro de referencia. Así, la obligación de suministro a precio voluntario para el pequeño consumidor y a tarifa de último recurso se configura como una obligación de servicio público. El artículo 6.1.f) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, determina que reglamentariamente se establecerá el procedimiento y requisitos para ser comercializador de referencia. Dando cumplimiento a lo anterior, el presente real decreto prevé que tendrán la obligación de realizar esta actividad los grupos empresariales, tal como se definen en el artículo 42 del Código de Comercio, que hayan suministrado a más de 100.000 clientes o a 25.000 clientes en el caso de las Ciudades de Ceuta y Melilla, de media en los últimos doce meses, al ser el número de clientes la principal variable que permite asegurar su capacidad técnica, procediendo a la designación expresa de cinco empresas, que ya venía desarrollando esta actividad, y a la obligación para otros tres grupos empresariales de proponer una comercializadora de referencia al Ministro de Industria, Energía y Turismo. Del mismo modo, y por tratarse del ejercicio de una obligación de servicio público, el texto establece los requisitos que garantizan la protección del consumidor así como el cumplimiento de las obligaciones para la sostenibilidad del sistema eléctrico, que habrán de cumplir aquellas otras sociedades que quisieran ejercer también el suministro a precio voluntario para el pequeño consumidor. En particular haber tenido un número de clientes de media en los últimos doce meses superior a 25.000, y cumplir unos requisitos relativos a capital social mínimo y antigüedad en el ejercicio de la actividad. Para posibilitar la adecuada implementación del mecanismo establecido en el presente real decreto, se contempla un periodo transitorio para la adaptación de los sistemas por parte de los comercializadores de referencia. Además, se facilita dicha adaptación mediante la puesta a su disposición por parte del operador del sistema de la información necesaria para realizar la facturación a los consumidores. Asimismo, se refuerzan las obligaciones de información de las empresas comercializadoras a los consumidores con derecho a quedar acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor, estableciendo un papel activo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia tanto en la supervisión de dichas empresas como en la implementación de las medidas necesarias para facilitar al consumidor el acceso a la información y el conocimiento del sistema eléctrico. Teniendo en cuenta el contenido de la presente norma, se procede a la derogación del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica y de determinados preceptos de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica y de la Orden ITC/1601/2010, de 11 de junio, por la que se regulan las subastas CESUR a que se refiere la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, a los efectos de la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas para el cálculo de la tarifa de último recurso. De acuerdo con lo establecido en el artículo 5.2 a) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, lo dispuesto en el presente real decreto ha sido informado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. El trámite de audiencia de este real decreto ha sido evacuado mediante consulta a los representantes en el Consejo Consultivo de Electricidad, de acuerdo a lo previsto en la disposición transitoria décima de la citada Ley 3/2013, de 4 de junio.

Fuente: BOE

LEY 24/2013, DE 26 DE DICIEMBRE, DEL SECTOR ELÉCTRICO

El suministro de energía eléctrica constituye un servicio de interés económico general, pues la actividad económica y humana no puede entenderse hoy en día sin su existencia. La ordenación de ese servicio distingue actividades realizadas en régimen de monopolio natural y otras en régimen de mercado.

La aprobación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, supuso el inicio del proceso de liberalización progresiva del sector mediante la apertura de las redes a terceros, el establecimiento de un mercado organizado de negociación de la energía y la reducción de la intervención pública en la gestión del sistema. Así, se procedió a la desintegración vertical de las distintas actividades, segregando las actividades en régimen de monopolio natural, transporte y distribución, de aquéllas que se desarrollan en régimen de libre competencia, generación y comercialización. La retribución de la actividad de producción se basó en la organización de un mercado mayorista, abandonando el principio de reconocimiento de costes. En el caso de las redes, se estableció el principio de acceso de terceros a las redes, y su régimen retributivo continuaría siendo fijado administrativamente, en función de los costes de la actividad. Con esta ley apareció además la actividad de comercialización de energía eléctrica como una actividad independiente del resto de actividades destinadas al suministro, actividad que fue dotada de un marco normativo para permitir la libertad de contratación y elección por parte de los consumidores. Por último, se encomendó la gestión del sistema a sendas sociedades mercantiles y privadas, responsables respectivamente, de la gestión económica y técnica del sistema. Transcurridos dieciséis años desde la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, puede decirse que, esencialmente, gran parte de sus objetivos se han cumplido. El nivel de seguridad y calidad del suministro es elevado, dado el nivel de inversiones en redes acometidas en los últimos años y la existencia de una mezcla de fuentes de energía diversificada, máxime si se tiene en cuenta la situación de aislamiento del sistema que presenta por la propia configuración física del territorio. Por su parte, el proceso de liberalización se ha desarrollado incluso más rápido que lo exigido por las Directivas europeas, permitiendo a los consumidores la capacidad de elección de suministrador. Finalmente, todo este proceso se ha enmarcado dentro de los principios de protección medioambiental de una sociedad moderna. En este sentido, la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, ha contribuido notablemente al cumplimiento de los compromisos derivados del paquete Energía y Cambio Climático, que establecen como objetivos para 2020 la reducción de gases de efecto invernadero del 20 por ciento en la Unión Europea con respecto a 1990, alcanzar un 20 por ciento de participación de energías renovables en la energía primaria y conseguir un 20 por ciento de mejora de la eficiencia energética.

No obstante, durante este tiempo se han producido cambios fundamentales en el sector eléctrico que han provocado la continua actuación del legislador y motivan la necesidad de dotar al sistema eléctrico de un nuevo marco normativo. Entre ellos conviene destacar el alto nivel de inversión en redes de transporte y distribución, la elevada penetración de las tecnologías de generación eléctrica renovables, la evolución del mercado mayorista de electricidad con la aparición de nuevos agentes y el aumento de la complejidad de las ofertas, y la aparición de un exceso de capacidad de centrales térmicas de ciclo combinado de gas, necesarias por otra parte para asegurar el respaldo del sistema. Asimismo, un elemento determinante para acometer esta reforma ha sido la acumulación, durante la última década, de desequilibrios anuales entre ingresos y costes del sistema eléctrico y que ha provocado la aparición de un déficit estructural. Las causas de este desequilibrio se encuentran en el crecimiento excesivo de determinadas partidas de costes por decisiones de política energética, sin que se garantizara su correlativo ingreso por parte del sistema. Todo ello agravado por la ausencia de crecimiento de la demanda eléctrica, fundamentalmente consecuencia de la crisis económica. Pese a que los peajes crecieron un ciento veintidós por ciento entre 2004 y 2012, situando el precio de la electricidad en nuestro país muy por encima de la media de la Unión Europea, eran insuficientes para cubrir los costes del sistema. Esta situación de desequilibrio ha llegado al punto de que la deuda acumulada del sistema eléctrico supere en el momento actual los veintiséis mil millones de euros, el déficit estructural del sistema alcanzase los diez mil millones anuales y la no corrección del desequilibrio introdujera un riesgo de quiebra del sistema eléctrico. La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, se ha revelado insuficiente para garantizar el equilibrio financiero del sistema, entre otras causas porque el sistema de retribución de las actividades reguladas carecía de la flexibilidad necesaria para su adaptación a cambios relevantes en el sistema eléctrico o en la evolución de la economía. Por tanto, la experiencia de la última década ha puesto de manifiesto que la inestabilidad económica y financiera del sistema eléctrico, provocada por el déficit de tarifa, ha impedido garantizar un marco regulatorio estable, necesario para el correcto desarrollo de una actividad como la eléctrica muy intensiva en inversión. ley, existiendo en la actualidad una dispersión normativa no deseable en un sector económico tan relevante. ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, manteniendo el objetivo de no aparición de nuevo déficit en el sistema eléctrico a partir del 2013. Además se procedió a la adopción de otras medidas puntuales de protección al consumidor y de reducción de determinadas partidas de los costes y de los ingresos del sistema. Entre ellas, se limitaban las horas equivalentes primadas de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas y se establecía la obligación de los productores de energía de hacer frente a un peaje de generación, dada la incidencia de esta actividad en el desarrollo de las redes de transporte y distribución.

Entre las medidas que se adoptaron en el año 2012 destacan, en primer lugar, el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, que suprimió los incentivos para la construcción de las instalaciones de tecnologías de régimen especial, a fin de evitar la incorporación de nuevos costes al sistema eléctrico.

Tras ello, el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, fijó unos nuevos criterios para la regulación de la retribución de las actividades de distribución y transporte, ajustando la retribución correspondiente al año 2012, y disminuyendo el importe que había de satisfacerse a las empresas de generación de electricidad entre otros por el concepto de garantía de potencia. De igual forma, se adoptaron medidas para corregir la retribución de la actividad de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, a través del coste que se reconocía por la adquisición de combustible y vinculando el pago por garantía de potencia a la disponibilidad real de las plantas. ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, incorporó otras medidas adicionales relativas al régimen retributivo de las centrales de generación en régimen ordinario en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y modificó, además, la retribución de la actividad de transporte, estableciéndose que la retribución en concepto de inversión se reconocerá para activos en servicio no amortizados, tomando como base para su retribución financiera el valor neto de los mismos. ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección social en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social, dispuso que los desajustes temporales de liquidaciones del sistema eléctrico producidos en 2012, tuvieran la consideración de déficit de ingresos del sistema de liquidaciones eléctrico para ese año y que generaría derechos de cobro que podrán ser cedidos por sus titulares al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico, y ello con carácter adicional a los 1.500 millones de euros de déficit ya reconocido en la disposición adicional vigésima primera de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Por otro lado, para garantizar el objetivo final para el que fue establecido el mecanismo de preasignación de retribución para las instalaciones de régimen especial, esto es, asegurar un régimen económico bajo el presupuesto y condición de la completa ejecución de la instalación en un concreto plazo, se introdujo una habilitación para la supresión o corrección del régimen económico primado en caso de constatación del incumplimiento de las obligaciones que constituyen presupuesto esencial de la definitiva adquisición de tal régimen económico. Además, se aprobó la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que reconoce como objetivo la armonización del sistema fiscal con un uso más eficiente y respetuoso con el medioambiente y la sostenibilidad, en línea con los principios básicos que rigen la política fiscal, energética y ambiental de la Unión Europea. Dado el fuerte impacto económico y ambiental del sector energético, esta ley introdujo medidas de carácter excepcional para que los costes del sistema fueran financiados tanto con los ingresos que proceden de los peajes de acceso y demás precios regulados, como de determinadas partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado. Se introdujeron aspectos relacionados con el derecho a la percepción de un régimen económico primado por instalaciones de energía renovable que utilicen combustibles. Por su parte, la Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013, estableció entre otras, y con vigencia exclusiva para 2013, que no serían de aplicación las limitaciones a avales del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico establecidos en la disposición adicional vigésima primera de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, relativa a la suficiencia de los peajes de acceso y desajustes de ingresos de las actividades reguladas del sector eléctrico. También, en coherencia con la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, estableció una serie de aportaciones para financiar los costes del sistema eléctrico referidos al fomento de energías renovables equivalentes a la suma de la estimación de la recaudación anual correspondiente al Estado derivada de los tributos incluidos en la ley de medidas fiscales para la sostenibilidad energética y el 90 por ciento del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo de 450 millones de euros. ley 2/2013, de 1 de febrero, introdujo nuevas medidas para corregir los desajustes entre los costes del sector eléctrico y los ingresos obtenidos a partir de los precios regulados, tratando de evitar la asunción de un nuevo esfuerzo por parte de los consumidores. Para ello, se modificó el índice de actualización de los costes del sector eléctrico, con el fin de utilizar una referencia más estable que no se viera afectada por la volatilidad de los precios de alimentos no elaborados ni de los combustibles de uso doméstico, y se introdujeron dos opciones de venta de la energía producida en instalaciones de régimen especial: la cesión de la electricidad al sistema percibiendo una tarifa regulada o la venta de la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica, sin complemento de prima. Así, se aprobó la Ley 15/2013, de 17 de octubre, por la que se establece la financiación para el año 2013 con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de determinados costes del sistema eléctrico, ocasionados por los incentivos económicos para el fomento a la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables y se concede un crédito extraordinario por importe de 2.200.000.000 de euros en el presupuesto del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Adicionalmente a este ajuste de los costes se adoptaron otras normas que supusieron un incremento de los peajes de acceso para los consumidores, y por consiguiente, de los ingresos del sistema eléctrico. Finalmente, se aprobó el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, que entre otros aspectos, establece un nuevo régimen retributivo para las instalaciones de generación de energía renovable, cogeneración y residuos y una serie de principios retributivos adicionales para el transporte y distribución de energía eléctrica, fijando el concepto de rentabilidad razonable, en línea con la doctrina jurisprudencial sobre el particular alumbrada en los últimos años, en una rentabilidad de proyecto, que girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado. En definitiva, los continuos cambios normativos han supuesto una importante distorsión en el normal funcionamiento del sistema eléctrico, y que es necesario corregir con una actuación del legislador que aporte la estabilidad regulatoria que la actividad eléctrica necesita. Esta seguridad regulatoria, unida a la necesidad de acometer las reformas necesarias para garantizar la sostenibilidad del sistema a largo plazo y de resolver las señaladas deficiencias existentes en el funcionamiento del sistema, aconsejan la aprobación de una reforma global del sector, basada en un nuevo régimen de ingresos y gastos del sistema eléctrico, que trata de devolver al sistema una sostenibilidad financiera perdida hace largo tiempo y cuya erradicación no se ha conseguido hasta la fecha mediante la adopción de medidas parciales. Esta ley se enmarca asimismo en el ámbito de la reforma estructural del sector eléctrico incluida en la Recomendación del Consejo relativa al Programa Nacional de Reformas de 2013 de España, aprobadas por el Consejo de la Unión Europea el 9 de julio de 2013.

Fuente: BOE

LEY 17/2013, DE 29 DE OCTUBRE, PARA LA GARANTÍA DEL SUMINISTRO E INCREMENTO DE LA COMPETENCIA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS INSULARES Y EXTRAPENINSULARES

Los sistemas energéticos insulares y extrapeninsulares presentan una serie de singularidades respecto al sistema peninsular, derivados de su tamaño, características propias, reducidas economías de escala y en el aprovisionamiento de combustibles.En particular, los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares son objeto de una regulación eléctrica singular con el doble objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad al menor coste posible tal y como dispone el artículo 12 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y su normativa de desarrollo. Sin embargo, la configuración actual de estos sistemas presenta una serie de carencias que amenazan la seguridad de suministro y dificultan la reducción de los costes de las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica.
 
Así, resulta preciso llevar a cabo una reforma en profundidad del marco regulatorio para estos sistemas al objeto de reducir la vulnerabilidad asociada a los mismos y garantizar una mayor eficiencia técnica y económica del conjunto, que redunde simultáneamente en una mejora de la seguridad del suministro.Las medidas introducidas en la presente Ley complementan lo previsto en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y tienen por objeto sentar las bases para el desarrollo de los nuevos regímenes retributivos que se establezcan, con la finalidad de incrementar la competencia en estos sistemas y reducir los costes de generación, así como el refuerzo de las herramientas de actuación por parte de la Administración ante situaciones de riesgo.En primer lugar, se habilita al Gobierno a la creación de nuevos mecanismos retributivos para la generación eléctrica que incluyan señales económicas de localización para la resolución de restricciones técnicas zonales. Además, se establece un procedimiento administrativo basado en criterios técnicos propuestos por el operador del sistema y económicos que refuercen las señales de eficiencia, y en el que se consulta a las administraciones autonómicas afectadas en virtud del principio de lealtad institucional y colaboración entre administraciones previsto en el artículo 4 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.Asimismo, con el fin de impulsar una mayor competencia y transparencia, se restringe la participación a aquellos operadores que ostenten una posición dominante en la actividad de generación, favoreciendo la entrada de nuevos titulares de instalaciones de generación y se prevé la creación de mecanismos concurrenciales destinados a disminuir los costes de los combustibles empleados por las centrales de generación.La especial vulnerabilidad de los sistemas insulares y extrapeninsulares derivada de su aislamiento, unida a la necesidad de lograr una mayor penetración de las energías renovables, aconsejan la introducción de medidas que refuercen el papel de la operación del sistema y la realización de estudios de nuevas infraestructuras para incrementar el tamaño de los sistemas.Las instalaciones hidráulicas de bombeo se han revelado elementos fundamentales para dotar a los sistemas eléctricos de capacidad de respuesta rápida y segura facilitando su adecuada gestión. Este requisito resulta especialmente necesario en sistemas aislados y de reducido tamaño como son los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.Los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares son especialmente vulnerables y la seguridad de suministro depende de la urgente incorporación de instalaciones de bombeo, para de esa forma favorecer la penetración de las energías renovables no gestionables, que por una parte tienen un muy favorable impacto medioambiental y por otra provocan una reducción de costes en estos sistemas.Por este motivo, y por el retraso que determinadas instalaciones de bombeo han venido acumulando se establece que el operador del sistema será el titular de las nuevas instalaciones de bombeo cuando su finalidad sea bien la garantía del suministro, bien la seguridad del sistema, bien la integración de energías renovables no gestionables.
 
 En otros supuestos, y previa convocatoria por el Gobierno de un procedimiento de concurrencia competitiva, se admitirá la existencia de otros titulares previa presentación de un calendario de ejecución y un aval que asegure la ejecución de las instalaciones.Por otra parte, se cede la titularidad de las plantas de regasificación del archipiélago canario al grupo empresarial del que forma parte el gestor técnico del sistema de gas natural.En efecto, el sistema gasista español se encuentra definido en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos y ha sido concebido como un sistema único con diferentes puntos de entrada del gas natural para dar servicio a los diferentes puntos de suministro. Sin embargo, tanto las plantas de regasificación como las conexiones internacionales se encuentran todas en territorio peninsular y técnicamente no pueden prestar servicio a los consumidores situados en el archipiélago canario, por lo que dicho mercado constituye un subsistema de gas natural dentro del sistema nacional. No es este el caso de las Islas Baleares que se encuentran conectadas a la península mediante gasoducto y le permite hacer uso del resto de las instalaciones del sistema.De esta forma, el suministro de gas natural en los territorios insulares y extrapeninsulares debe ser objeto de una regulación singular que atienda a las especificidades derivadas de su situación territorial.La gasificación del archipiélago canario se prevé mediante la construcción de plantas de regasificación en las islas, las cuales serán el único punto de entrada para llevar el gas a los consumidores, por ello, se considera que debe aplicarse una regulación específica a los mismos que permita el desarrollo de un mercado competitivo del gas natural en el archipiélago. En este sentido, se considera un elemento esencial para la creación de un mercado competitivo, la separación entre las actividades de gestión de las redes e infraestructuras de entrada del gas y la actividad de suministro. La cesión de la titularidad de las plantas de regasificación al grupo empresarial del que forma parte el gestor técnico del sistema de gas natural persigue dicho objetivo ya que al estar certificado como gestor de red de transporte, cumple con las obligaciones de separación patrimonial incluidas en el artículo 63 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos y, por tanto, está garantizada su independencia respecto a la actividad de comercialización.Adicionalmente, se procederá a un estudio en profundidad para analizar la viabilidad técnica y económica del desarrollo de nuevas interconexiones entre estos sistemas y entre ellos con la península, y para optimizar el uso de las ya existentes.
 
Estas medidas permitirán además incrementar la penetración de las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovable, aprovechando las favorables condiciones de los recursos existentes, lo que redundará en una reducción de los costes de generación eléctrica y de la dependencia exterior de combustibles fósiles y una mejora medioambiental, junto a las externalidades positivas que conlleva el incremento de la actividad económica en estas zonas, algunas de ellas, especialmente afectadas por el desempleo.
 
Por último, se refuerza el papel de la Administración General del Estado, en cuanto titular último de la garantía y seguridad de suministro energético, mejorando las herramientas de actuación por parte de ésta en el otorgamiento del régimen económico regulado de las centrales y, en colaboración con las Administraciones Autonómicas, en caso de situaciones de riesgo para la seguridad de suministro.Estas medidas se adoptan dada la necesidad de reducir el riesgo sistémico de garantía de suministro eléctrico en estos territorios y de profundizar en el objetivo de eliminación de los desajustes entre los ingresos y costes del sistema eléctrico en línea con las medidas adoptadas durante el año pasado, dada la actual coyuntura económica general y la situación particular del sector eléctrico.Esta reducción de los costes implicará además una reducción de las partidas con cargo a los Presupuestos Generales del Estado destinadas a la financiación del extracoste de generación en el régimen insular y extrapeninsular en virtud de lo dispuesto en la disposición adicional cuarta del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.
 
Los recursos de hidrocarburos no convencionales están siendo objeto de un intenso debate social durante los últimos meses. Este debate se está produciendo en diferentes países y, España, no es una excepción.Estos recursos despiertan un notable interés por su contribución al autoabastecimiento energético de los países que los explotan y por el desarrollo económico que implican. Sin embargo, su explotación preocupa a la sociedad por su posible impacto ambiental.Con el objetivo de clarificar aspectos jurídicos relacionados con técnicas de exploración y producción de hidrocarburos y de garantizar la unidad de criterio en todo el territorio español, se introduce una disposición relacionada con el régimen jurídico, en particular, se hace explícita la inclusión en el ámbito objetivo de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, de determinadas técnicas habituales en la industria extractiva reconociéndose su carácter básico, en concreto, las técnicas de fracturación hidráulica.
 
Asimismo, con el objeto de evaluar los impactos sobre el medio ambiente de los proyectos que requieren la utilización de técnicas de fracturación hidráulica, se incluye la obligación de someterlos al procedimiento previsto en la Sección 1.ª del Capítulo II del texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos, aprobado por Real Decreto Legislativo 1/2008, de 11 de enero. Por tanto, para la autorización de este tipo de proyectos se exigirá una previa declaración de impacto ambiental favorable.
 
Fuente: BOE

REAL DECRETO-LEY 9/2013, DE 12 DE JULIO, POR EL QUE SE ADOPTAN MEDIDAS URGENTES PARA GARANTIZAR LA ESTABILIDAD FINANCIERA DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Desde que en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se inició el proceso de liberalización en las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica, el modelo del sector eléctrico en España se ha articulado sobre los principios de suficiencia de ingresos y percepción de una remuneración adecuada por los distintos actores que en él participan.
 
La ratificación por España del Tratado de la Carta Europea de la Energía con fecha 11 de diciembre de 1997 y la continua incorporación a nuestro derecho interno del ordenamiento comunitario ha supuesto, por su parte, la asunción de los principios que los vertebran, y, con ello, el fomento de las energías renovables, la creación de condiciones que favorezcan la utilización de la energía de la forma más económica y respetuosa con el medio ambiente y el estímulo de la eficiencia energética.Junto a estos principios que definen el modelo, la intervención pública a través de la regulación tiene por objeto garantizar la seguridad de suministro, asumiendo que el funcionamiento del mercado permite la sostenibilidad económica y financiera del sector eléctrico, y que los distintos agentes intervinientes deberán acomodarse a las circunstancias específicas de un sector cambiante, si así fuera preciso en aras de garantizar aquélla.No obstante lo anterior, desde hace una década, el sistema eléctrico español genera un déficit tarifario que, con el paso del tiempo, se ha convertido en estructural, debido a que los costes reales asociados a las actividades reguladas y al funcionamiento del sector eléctrico resultan superiores a la recaudación por los peajes que fija la Administración y que pagan los consumidores.Entre los años 2004 y 2012 los ingresos del sistema eléctrico por peajes de los consumidores se han incrementado en un 122 por ciento, mientras que el aumento de los costes regulados del sistema en dicho periodo ha sido de un 197 por ciento. De entre las partidas de costes que han contribuido en mayor medida a dicho incremento destacan las primas del régimen especial y las anualidades de déficits acumulados, partidas que se han multiplicado por seis y por nueve respectivamente en dicho periodo.Según los últimos datos disponibles de la Comisión Nacional de Energía, en un saldo de deuda acumulada de 26.062,51 millones de euros a 10 de mayo de 2013. De forma complementaria al cálculo de la deuda del sistema eléctrico, dicha Comisión señala que desde el año 2003 y hasta el 10 de mayo de 2013, el importe satisfecho para financiar el déficit del sistema eléctrico a través de las anualidades que se incorporan en los peajes de acceso de los consumidores, a precios corrientes de cada año, asciende a 11.823 millones de euros.Estas cifras dan cuenta del carácter insostenible del déficit del sector eléctrico y de la necesidad de adoptar medidas urgentes de vigencia inmediata que permitan poner término a dicha situación.Partiendo de los fundamentos que justifican la intervención pública en el sector, y con objeto de corregir los desajustes producidos por la evolución expansiva de las partidas de costes del sistema eléctrico, se han venido adoptando en los últimos años una serie de medidas de carácter urgente que afectan tanto a la partida de costes como a la de ingresos.Entre las citadas medidas cabe citar, en primer lugar, el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, que estableció una serie de límites anuales decrecientes al déficit de la tarifa eléctrica con el horizonte de su supresión en 2013, creando, a la par, un mecanismo de financiación del déficit acumulado, mediante la cesión de los derechos de cobro al denominado Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE) y su colocación a terceros a través de un mecanismo competitivo.Tras la aprobación del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, se sucedieron, sin embargo, una serie de circunstancias, que provocaron que los límites anuales máximos de déficit ex ante establecidos resultaran insuficientes. Así, factores como la caída significativa de la demanda, el incremento en la producción eléctrica a partir de fuentes renovables primadas y la reducción de los precios de mercado (en buena medida determinada por la delicada situación económica internacional) provocaron incrementos de los desajustes temporales de difícil absorción. Dichos desajustes no podrían haberse cubierto mediante un incremento de los peajes de acceso sin agravar y comprometer la ya de por sí compleja situación económica de las familias y las empresas y sin afectar, por ello, de forma muy trascendente al conjunto de la actividad económica.Por este motivo, tanto en el Real Decreto-ley 6/2010, de 9 de abril, de medidas para el impulso de la recuperación económica y el empleo, como en el Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico, se adoptaron nuevas medidas de urgencia para la solución del problema.Así, en el citado Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, se elevaron los límites máximos de déficit que se habían establecido en el Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, para los años 2010, 2011 y 2012, manteniendo el objetivo de no aparición de nuevo déficit en el sistema eléctrico a partir del 2013. Además se procedió a la adopción de otras medidas puntuales de protección al consumidor y de reducción de determinadas partidas de los costes y de los ingresos del Sistema.Entre las medidas de reducción de costes imputables a los peajes de acceso, se limitaban las horas equivalentes primadas de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas para corregir los desvíos en las previsiones de generación de esta tecnología y se incrementaba, modificando a tal fin la Ley 39/2010, de 22 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2011, la cuantía establecida para el otorgamiento del aval del Estado para hacer frente a los déficits previstos para los años 2010 y 2011, hasta un máximo de 22.000 millones de euros.Por el lado de los ingresos, se estableció la obligación de los productores de energía de hacer frente a un peaje de generación, dada la incidencia de esta actividad en el desarrollo de las redes de transporte y distribución.De igual modo, a lo largo del año 2012 y hasta la fecha se han adoptado nuevas medidas de carácter urgente con el idéntico propósito de hacer frente a las desviaciones que, por el agravamiento de los factores ya aludidos, se fueron poniendo de manifiesto en relación con las estimaciones iniciales.Entre las medidas adoptadas en 2012 destacan, en primer lugar, el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, que suprimió los incentivos para la construcción de las instalaciones de tecnologías de régimen especial, a fin de evitar la incorporación de nuevos costes al sistema eléctrico.
 
Tras ello, el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, desde la perspectiva de la reducción de los costes del sector eléctrico, la fija unos nuevos criterios para la regulación de la retribución de las actividades de distribución y transporte, ajustando la retribución correspondiente a 2012, limitando, al tiempo, la ejecución de nuevas instalaciones de transporte, tanto en el sector eléctrico como en el gasista y disminuyendo el importe que ha de satisfacerse a las empresas de generación de electricidad por el concepto de «garantía de potencia», entre otros.De igual forma, corrige la retribución de la actividad de generación en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, a través del coste que se reconoce por la adquisición de combustible y vincula el pago por garantía de potencia a la disponibilidad real de las plantas.En la misma línea, el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, incorpora otras medidas adicionales relativas al régimen retributivo de las centrales de generación en régimen ordinario en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, establece como obligatoria la imposición de un suplemento territorial en los peajes de acceso y tarifas de último recurso para las Comunidades Autónomas que gravan las actividades o instalaciones destinadas al suministro eléctrico con tributos propios o recargos sobre los tributos estatales y modifica, además, la retribución de la actividad de transporte, estableciéndose que la retribución en concepto de inversión se reconocerá para activos en servicio no amortizados, tomando como base para su retribución financiera el valor neto de los mismos.En el plano de los ingresos, se aprobó la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que reconoce como objetivo la armonización del sistema fiscal con un uso más eficiente y respetuoso con el medioambiente y la sostenibilidad, en línea con los principios básicos que rigen la política fiscal, energética y ambiental de la Unión Europea. Dado el fuerte impacto económico y ambiental del sector energético, esta Ley, introdujo medidas de carácter excepcional para que los costes del sistema fueran financiados tanto con los ingresos que proceden de los peajes de acceso y demás precios regulados, como de determinadas partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado.A tal efecto, se introducen en el sistema tributario nuevas figuras impositivas y se reconoce expresamente que un importe equivalente de la recaudación se destinará a cubrir determinados costes del sistema eléctrico. En primer lugar, se regulan tres nuevos impuestos sobre el valor de la producción de la energía eléctrica, sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radioactivos resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica y sobre el almacenamiento de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos en instalaciones centralizadas. Por otro lado, se crea un canon por utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica y se modifican los tipos impositivos de los impuestos especiales establecidos para el gas y el carbón, suprimiéndose además las exenciones previstas para determinados productos energéticos utilizados en la producción de energía eléctrica y en la cogeneración de electricidad y calor útil. Por último, se modifica la Ley 54/1997,de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en aspectos relacionados con el derecho a la percepción de un régimen económico primado por instalaciones de energía renovable que utilicen combustibles.Las modificaciones contenidas en las normas anteriormente mencionadas permitieron reducir determinados costes del sistema e incrementar los ingresos al combinar actuaciones de carácter regulatorio y fiscal.
 
Por su parte, la Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013, establece tres medidas de carácter excepcional. En primer lugar, se suspende, al igual que en el ejercicio precedente, la aplicación del mecanismo de compensación de los extracostes de la generación en territorios insulares y extrapeninsulares con cargo a los Presupuestos Generales del Estado. En segundo lugar, con vigencia exclusiva para 2013, la Ley dispone que no serán de aplicación las limitaciones a avales del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico establecidos en la disposición adicional vigésima primera de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, relativa a la suficiencia de los peajes de acceso y desajustes de ingresos de las actividades reguladas del sector eléctrico. En tercer lugar, establece una serie de aportaciones para financiar los costes del sistema eléctrico referidos al fomento de energías renovables equivalentes a la suma de la estimación de la recaudación anual correspondiente al Estado derivada de los tributos incluidos en la ley de medidas fiscales para la sostenibilidad energética y el 90 por ciento del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, con un máximo de 450 millones de euros.También, el Real Decreto-ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección social en el sistema especial para empleados de hogar y otras medidas de carácter económico y social, dispuso que los desajustes temporales de liquidaciones del sistema eléctrico producidos en 2012, tuvieran la consideración de déficit de ingresos del sistema de liquidaciones eléctrico para ese año y que generaría derechos de cobro que podrán ser cedidos por sus titulares al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico, y ello con carácter adicional a los 1.500 millones de euros de déficit ya reconocido en la disposición adicional vigésima primera de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Por otro lado, para garantizar el objetivo final para el que fue establecido el mecanismo de preasignación de retribución para las instalaciones de régimen especial, esto es, asegurar un régimen económico bajo el presupuesto y condición de la completa ejecución de la instalación en un concreto plazo, se introdujo una habilitación para la supresión o corrección del régimen económico primado en caso de constatación del incumplimiento de las obligaciones que constituyen presupuesto esencial de la definitiva adquisición de tal régimen económico.Del mismo modo, el Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero introdujo nuevas medidas para corregir los desajustes entre los costes del sector eléctrico y los ingresos obtenidos a partir de los precios regulados, tratando de evitar la asunción de un nuevo esfuerzo por parte de los consumidores. Para ello, se modificó el índice de actualización de los costes del sector eléctrico, con el fin de utilizar una referencia más estable que no se viera afectada por la volatilidad de los precios de alimentos no elaborados ni de los combustibles de uso doméstico. Así, con efectos a partir del 1 de enero de 2013, la referencia al Índice de Precios de Consumo prevista en la normativa del sector para actualizar las retribuciones, tarifas y primas se sustituye por la referencia al Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos (IPC-IC subyacente).Este Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, modificó, además, el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, con objeto de garantizar una rentabilidad razonable para estas instalaciones y evitar, al mismo tiempo, una sobre retribución de las mismas que recaería sobre los demás sujetos eléctricos. Por este motivo, a partir de la entrada en vigor del real decreto-ley son dos las opciones de venta de la energía producida en instalaciones de régimen especial: la cesión de la electricidad al sistema percibiendo una tarifa regulada o la venta de la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica, sin complemento de prima.El 20 de junio de 2013 se ha aprobado por el Pleno del Congreso de los Diputados la Ley por la que se establece la financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de determinados costes del sistema eléctrico, ocasionados por los incentivos económicos para el fomento a la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables y se concede un crédito extraordinario por importe de 2.200.000.000 euros en el presupuesto del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.Adicionalmente a este ajuste de los costes se han adoptado otras normas que han supuesto un incremento de los peajes de acceso para los consumidores, y por consiguiente, de los ingresos del sistema eléctrico.Como puede comprobarse, las medidas adoptadas durante estos pasados meses se han proyectado de forma proporcional y equilibrada sobre los diferentes sujetos del sector eléctrico, en términos que, con los elementos de juicio disponibles al iniciarse el año 2013, parecían permitir alcanzar el objetivo de suficiencia tarifaria a principios de este año 2013, gracias al esfuerzo soportado por los consumidores y empresas que operan en el sector y a las partidas presupuestarias destinadas al efecto.
 
Por esta razón, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en el ejercicio presupuestario que supone la elaboración de la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2013 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, procedió a mantener el precio de los peajes de acceso a las redes al considerar que los ingresos serían suficientes para cubrir los costes del sistema en el año 2013.Sin embargo, durante el primer semestre de 2013 se han producido una serie de hechos que han variado las hipótesis sobre las que se realizaron las estimaciones a principio de año, lo que traerá como consecuencia la aparición de nuevos desajustes al final del ejercicio si no se toman medidas de urgencia para corregir la situación.Estas desviaciones vienen motivadas por el hecho de que en los primeros meses del año 2013 han acontecido unas condiciones meteorológicas atípicas, y el nivel de pluviometría y las condiciones de viento han sido muy superiores a las medias históricas.Estas condiciones han provocado un doble efecto. Por un lado, han ocasionado el hundimiento del precio del mercado diario hasta un nivel mínimo de 18,17 €/MWh de media en el mes de abril, dando como resultado un precio medio en los seis primeros meses de 2013 que no alcanza los 37 €/MWh, muy inferior a los 51,19 €/MWh previstos para el conjunto del año. Por otro lado, se ha producido un incremento de las horas de funcionamiento de determinadas tecnologías, y en particular de la eólica con derecho a régimen primado. Todo ello ha determinado una notable desviación al alza del sobrecoste del régimen especial, como consecuencia de los menores precios del mercado registrados.Además, por efecto de la reducción de la actividad económica y la afección de la crisis económica sobre las economías domésticas, se ha producido una contracción de la demanda más acusada de lo previsto. Así, el balance eléctrico publicado por Red Eléctrica de España, S.A. como operador del sistema, muestra a fecha 5 de julio de 2013 una disminución de la demanda de 2,7 por ciento en lo que va de año 2013, y una caída de un 2,3 por ciento en el último año móvil frente a una caída estimada del 0,3 por ciento considerada en la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero. Este hecho tiene un impacto negativo derivado de la reducción de los ingresos por peajes de acceso de energía eléctrica.Por otra parte, en el procedimiento de elaboración de los Presupuestos Generales del Estado para 2014 se ha puesto de relieve por el Ministerio de Hacienda y Administraciones Públicas la imposibilidad del completo cumplimiento de la disposición adicional primera del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas para el sector energético y se aprueba el bono social. Esta disposición establece que las compensaciones por los extracostes de generación de los sistemas insulares y extrapeninsulares serán financiados con cargo a los Presupuestos Generales del Estado. El motivo es la difícil situación presupuestaria la cual no permite dotar, en su totalidad, este extracoste sin comprometer el cumplimiento de los objetivos de déficit fijados para el ejercicio 2014.Estas circunstancias hacen patente tanto la necesidad imperiosa de adoptar de forma inmediata una serie de medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico como, a la par, la pertinencia de acometer una revisión del marco regulatorio que permita su adaptación a los acontecimientos que definen la realidad del sector en cada periodo determinado en aras del mantenimiento de la sostenibilidad del sistema eléctrico.A todo ello se une que en el Programa Nacional de Reformas, presentado por el Gobierno de España a la Comisión Europea el pasado 30 de abril de 2013, se contenía el compromiso del Gobierno de presentar, en el primer semestre de este año un paquete de medidas normativas con vistas a garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.Con base en estos principios, y en línea con las modificaciones anteriormente referidas, el presente real decreto-ley articula, con carácter urgente, una serie de medidas, equilibradas, proporcionadas y de amplio alcance, destinadas a garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico como presupuesto ineludible de su sostenibilidad económica y de la seguridad de suministro, y dirigidas a todas las actividades del sector eléctrico.
 
En primer lugar, se habilita al Gobierno para aprobar un nuevo régimen jurídico y económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica existentes a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. Así, se modifica el artículo 30.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico para introducir los principios concretos sobre los que se articulará dicho régimen, al objeto de acotar el margen de actuación del Gobierno en el desarrollo de los regímenes retributivos para estas instalaciones.. Este se basará en la percepción de los ingresos derivados de la participación en el mercado, con una retribución adicional que, en caso de resultar necesario, cubra aquellos costes de inversión que una empresa eficiente y bien gestionada no recupere en el mercado. En este sentido, conforme a la jurisprudencia comunitaria se entenderá por empresa eficiente y bien gestionada aquella empresa dotada de los medios necesarios para el desarrollo de su actividad, cuyos costes son los de una empresa eficiente en dicha actividad y considerando los ingresos correspondientes y un beneficio razonable por la realización de sus funciones. El objetivo es garantizar que no se tomen como referencia los elevados costes de una empresa ineficiente.De esta manera se pretende la cobertura de los costes adicionales de estas instalaciones respecto de las del resto de tecnologías en el mercado.Este marco articulará una retribución que permitirá a las instalaciones renovables, a las de cogeneración y residuos cubrir los costes necesarios para competir en el mercado en nivel de igualdad con el resto de tecnologías y obtener una rentabilidad razonable.Para el cálculo de la retribución específica se considerará para una instalación tipo, los ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción, los costes de explotación medios necesarios para realizar la actividad y el valor de la inversión inicial de la instalación tipo, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada. De esta manera se instaura un régimen retributivo sobre parámetros estándar en función de las distintas instalaciones tipo que se establezcan.Además, se dispone que en ningún caso se tendrán en consideración los costes o inversiones que vengan determinados por normas o actos administrativos que no sean de aplicación en todo el territorio español y que en todo caso, los costes e inversiones deberán responder exclusivamente a la actividad de producción de energía eléctrica.De esta manera, se realiza una asignación equilibrada de los costes imputables al sistema eléctrico, a los consumidores eléctricos y a los contribuyentes, en la medida en la que parte de esos costes se financian con cargo al Presupuesto General del Estado.Asimismo, se concreta en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, la plasmación normativa del concepto de rentabilidad razonable, estableciéndolo, en línea con la doctrina jurisprudencial sobre el particular alumbrada en los últimos años, en una rentabilidad de proyecto, que girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado.Este nuevo marco regulatorio da una respuesta global al relevante cambio de las circunstancias experimentado en los últimos años, en términos que obedecen a motivos más que justificados. Las inversiones en estas tecnologías siguen estando protegidas y se ven debidamente fomentadas en España por este nuevo marco normativo, que, sin duda, es en su conjunto favorable para todas ellas, entre otras razones por consagrar el criterio de revisión de los parámetros retributivos cada seis años a fin de mantener el principio de rentabilidad razonable reconocido legalmente. De este modo, se trata de consolidar la continua adaptación que la regulación ha experimentado para mantener esta rentabilidad razonable mediante un sistema previsible y sometido a concreción temporal.Para articular este nuevo régimen se procede a la derogación del artículo 4 del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y del Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. No obstante, al objeto de mantener tanto los flujos retributivos a las instalaciones como el resto de procedimientos, derechos y obligaciones, se dispone que lo previsto en las normas citadas se aplicará, salvo ciertos extremos, con carácter transitorio en tanto no haya sido aprobada la nueva regulación.De esta forma, las instalaciones serán objeto, en su caso, de una liquidación a cuenta al amparo de este régimen transitorio y posteriormente una vez se aprueben las disposiciones normativas necesarias para la aplicación del nuevo régimen económico, se someterán a la regularización correspondiente por los derechos de cobro u obligaciones de pago resultantes de la aplicación de la nueva metodología, con efectos desde la entrada en vigor del presente real decreto-ley.Por consiguiente, aun cuando se fija la efectividad de las disposiciones normativas retributivas que se aprueben con efectos desde la entrada en vigor del presente real decreto-ley, la norma otorga la necesaria previsibilidad a los agentes por cuanto establece el mecanismo retributivo, con participación en el mercado y percepción de una retribución de la inversión, y determina además la tasa de rentabilidad razonable para la instalación tipo.Por otra parte, para aquellas instalaciones que a la entrada en vigor del presente real decreto-ley tuvieran derecho al régimen económico primado, se determina una rentabilidad, antes de impuestos, que girará sobre el rendimiento medio de los últimos diez años de las Obligaciones del Estado a diez años, en el mercado secundario, incrementada en 300 puntos básicos, y que en todo caso, podrá ser revisada a los seis años.En segundo lugar, se establecen una serie de medidas de carácter urgente en relación al régimen retributivo de las actividades de distribución y transporte.La metodología de cálculo de la retribución de la actividad de distribución se encuentra actualmente regulada en el Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica. Este régimen se ha visto modificado por el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. Así, su artículo 5, establece que para la actividad de distribución, el Ministro de Industria, Energía y Turismo elevará al Gobierno, para su aprobación, una propuesta de real decreto que vincule la retribución por inversión de las instalaciones a los activos en servicio no amortizados, así como que el devengo y el cobro de la retribución generada por las instalaciones se inicie desde el 1 de enero del año n+2, siendo n el año de puesta en servicio de la instalación.Adicionalmente, en el Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero, se determinó, respectivamente, el criterio de devengo de la retribución antes citado y que en todas las metodologías que contengan actualizaciones vinculadas al Índice de Precios de Consumo habrá de sustituirse dicho índice por el Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.Por tanto, la aprobación de la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2013 y las tarifas y primas del régimen especial, se hizo al amparo del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, pero condicionado a los principios del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo y del Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero.En cuanto a la metodología de cálculo y revisión de la retribución de la actividad de transporte, ésta se encuentra regulada en el Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y en el Real Decreto 325/2008, de 29 de febrero, por el que se establece la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica para instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008. Este régimen retributivo se ha visto modificado igualmente por los ya señalados Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, y Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero y por el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad.
 
En el artículo 6 del citado Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, se dispone que para la actividad de transporte, el Ministro de Industria, Energía y Turismo elevará al Gobierno, para su aprobación, una propuesta de real decreto con el mismo criterio de devengo y cobro de la retribución que en la actividad de distribución. Asimismo, en el artículo 39 del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, se introduce, como criterio para la actividad de transporte, que la retribución en concepto de inversión se hará para aquellos activos en servicio no amortizados tomando como base, para su retribución financiera, el valor neto de los mismos.Así pues, al igual que en el caso de la actividad de distribución, nos encontramos con que en el momento de elaboración de la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, la normativa que regulaba la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de transporte era el Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre y el Real Decreto 325/2008, de 29 de febrero, si bien su aplicación se veía igualmente sometida a los principios señalados en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, en el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio y en el Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero.Por consiguiente, en el presente real decreto-ley se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, a fin de introducir una serie de principios retributivos adicionales para el transporte y distribución de energía eléctrica. En primer lugar, se señala que en las metodologías de retribución de estas actividades se considerarán los costes necesarios para realizar la actividad por una empresa eficiente y bien gestionada, mediante la aplicación de criterios homogéneos en todo el territorio español. En segundo lugar, se afirma que estos regímenes económicos permitirán una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo, puesto que las actividades de red no están expuestas directamente a los riesgos propios del mercado de producción y porque, con independencia de la situación de la demanda, los regímenes retributivos otorgan para las instalaciones en servicio una retribución durante la vida útil regulatoria de ésta, siempre que la misma se mantenga operativa. En aplicación de este último principio se establece una tasa de retribución de los activos ligada a las Obligaciones del Estado más un diferencial.No obstante, al aprobarse este real decreto-ley vencido el primer semestre del año, se ha optado por atribuir carácter definitivo a la parte proporcional de la retribución recogida en la Orden IET/221/2013, de 14 de febrero, hasta la entrada en vigor de este real decreto ley. Asimismo, a partir de dicha fecha, se establece una metodología transitoria que regirá hasta que se inicie el primer periodo regulatorio al amparo de los reales decretos de retribución previstos en los artículos 5 y 6 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. Todo ello garantizará la aplicación de una tasa adecuada de retribución anual, en línea con lo establecido con carácter general.Las medidas relativas a la modificación del régimen retributivo para las instalaciones de régimen especial y para las actividades de transporte y distribución se adoptan con carácter de urgencia por la necesidad de reducir los costes del sistema con carácter inmediato al objeto de iniciar la corrección de los desajustes en este momento, evitando así que a final de año pudiera existir un nuevo desajuste entre los ingresos y costes del sistema.Por otro lado, el artículo 12 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico señala que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollen en los territorios insulares y extrapeninsulares serán objeto de una reglamentación singular que atenderá a las especificidades derivadas de su ubicación territorial.Por su parte, el Real Decreto 325/2008, de 29 de febrero, por el que se establece la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica para instalaciones puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2008, establece que los estándares serían únicos para todo el territorio nacional, lo que supone que, o bien se incluye este sobrecoste en el cálculo de los estándares nacionales, o bien se crean unos estándares específicos para los sistemas insulares o extrapeninsulares.Con el fin de asignar los costes correctamente y no crear unos estándares distorsionados se ha optado por determinar unos estándares específicos para los sistemas insulares o extrapeninsulares, para lo que resulta necesario modificar varias disposiciones del Real Decreto 325/2008, de 29 de febrero.La urgencia para realizar esta modificación deriva de que las retribuciones de los años 2008, 2009, 2010 y 2011 no pueden establecerse como definitivas hasta la aprobación por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo de los valores unitarios de inversión y de operación y mantenimiento para los sistemas insulares y extrapeninsulares, lo que ha impedido que las liquidaciones definitivas de dichos años hayan podido ser aprobadas, situación cuya persistencia, por más tiempo, resulta inasumible.IIIEn tercer lugar, se contemplan un conjunto de medidas en relación con el Fondo para la Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico.El Real Decreto-ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de gestión y protección en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social, en su disposición final cuarta modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, estableciendo que el déficit adicional que se produzca en 2012, más allá del límite ex ante, generará derechos de cobro que, a su vez, podrán ser cedidos por las empresas eléctricas al Fondo para la Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). En 2012, la liquidación de las actividades reguladas ha tenido como resultado un valor de 5.609 millones de euros correspondiente al déficit de dicho año, por lo que el déficit adicional del periodo asciende a 4.109 millones de euros.El fondo FADE financia la adquisición de los derechos de cobro que le son cedidos mediante emisiones avaladas por la Administración General del Estado. El aval otorgado a FADE, de 22.000 millones de euros de saldo vivo, no contemplaba las necesidades adicionales de financiación derivadas de la posibilidad de cesión a FADE de derechos de cobro adicionales por importe de 4.109 millones de euros. Teniendo en cuenta el remanente de aval disponible de FADE de acuerdo a la correspondiente orden de otorgamiento, sería necesario otorgar aval por un importe adicional de 4.000 millones de euros para disponer de margen suficiente para cubrir las necesidades de emisión adicionales y las refinanciaciones previstas durante la vida de FADE.De conformidad con el artículo 114 de la Ley 47/2003, de 26 de noviembre, General Presupuestaria, el otorgamiento de avales del Estado requiere autorización previa por norma con rango de ley que incluya el importe máximo de aval a otorgar, el beneficiario del mismo y el plazo máximo para otorgar el aval.Por tanto, resulta necesario y urgente modificar el artículo 54 de la Ley 17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013 con el objeto de incrementar el límite total de avales de la Administración General del Estado a otorgar en el ejercicio en curso por importe de los 4.000 millones que se estiman necesarios e incluir, asimismo, una reserva específica de límite de aval para tal finalidad en el apartado 2 del mismo artículo.En cuarto lugar, se prevé una disposición adicional relativa a la financiación con cargo a Presupuestos Generales del Estado únicamente de parte del extracoste de generación eléctrica de los sistemas insulares y peninsulares.Así, y como se ha expuesto anteriormente, la imposibilidad de que los Presupuestos Generales del Estado para 2014 puedan asumir la totalidad de las cantidades correspondientes a 2013 por el extracoste de los sistemas insulares y peninsulares, obliga con carácter de urgencia, por un lado, a derogar la disposición adicional primera del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, y por otro, a establecer la financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado únicamente el 50 por ciento del extracoste de generación en el régimen insular y extrapeninsular. Así, el extracoste correspondiente a 2013 será incorporado en la Ley de Presupuestos Generales del año 2014.
 
En quinto lugar, en este real decreto-ley se establecen determinadas medidas en relación con los pagos por capacidad.Los pagos por capacidad incluyen dos tipos de servicios: el incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo y el servicio de disponibilidad a medio plazo.El incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo se encuentra regulado en la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, y tiene por objeto retribuir la inversión en nueva capacidad, necesaria para asegurar la cobertura de la demanda en el largo plazo. Este mecanismo incentiva la puesta a disposición del Operador del Sistema de determinada potencia instalada que se acredita mediante el acta de puesta en marcha de la instalación de generación.El Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, revisó, con carácter excepcional para el año 2012, las retribuciones del incentivo a la inversión a largo plazo previsto en la Orden ITC/2794/2007, de 27 de diciembre, fijándolo en 23.400 €/MW/año. En el contexto actual en el que la demanda de energía eléctrica experimenta una intensa reducción y en donde existe un mínimo riesgo de déficit de capacidad instalada, se considera urgente ampliar la reducción de dicho incentivo, fijándolo en 10.000 €/MW/año, acompañando esta medida de un alargamiento en el plazo que resta para su percepción a aquellas instalaciones con derecho al cobro a la entrada en vigor del presente real decreto-ley.Asimismo, se suprime la aplicación del mencionado incentivo regulado en la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, para las nuevas instalaciones de producción, salvo para aquellas que obtuvieran el acta de puesta en servicio definitiva con anterioridad al 1 de enero de 2016.Adicionalmente, con carácter inmediato se adelantan dos medidas en relación con las instalaciones del régimen especial al objeto de evitar cualquier afección al modo de funcionamiento de las instalaciones que no pudiera corregirse una vez se apruebe la nueva metodología. Así, se procede, por un lado, a la supresión del complemento por eficiencia para las instalaciones que estuvieran percibiéndolo de acuerdo con el artículo 28 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, y por otro lado, a la supresión de la bonificación por energía reactiva prevista en el artículo 29 del citado real decreto. En las circunstancias actuales resulta imprescindible y urgente, como ya se ha explicado, reducir los costes del sistema. Además, estas medidas no afectan a la rentabilidad de las instalaciones, ya que no fueron tenidas en cuenta para la determinación del régimen económico.VEn el presente real decreto-ley se acomete, igualmente, la modificación del régimen de asunción del coste del bono social.Es bien sabido que la Sentencia de la Sala de lo Contencioso Administrativo del Tribunal Supremo de 7 de febrero de 2012, por la que se estimó el recurso ordinario 419/2010, declaró inaplicables, por una parte, el artículo 2.5 y el último párrafo de la disposición transitoria segunda del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social relativos ambos a la asunción del coste del bono social por parte de determinadas empresas del sector; y por otra, la disposición adicional segunda de la Orden ITC/1723/2009, de 26 de junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial, en la que se desarrolla el mecanismo de financiación del bono social, así como la disposición adicional tercera de la citada orden, que recoge las tarifas de referencia para su aplicación.Por este motivo, y con el fin de dar cumplimiento a esta sentencia y dar continuidad a esta medida de protección adicional del derecho al suministro de electricidad en el marco de la Directiva 2009/72/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE, mediante la Orden IET/843/2012, de 25 de abril, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2012 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, se estableció, el bono social como coste del sistema eléctrico, y por tanto, cubierto por todos los consumidores eléctricos, y las tarifas de referencia para la aplicación del bono social.No obstante, dicha solución, que fue adoptada a fin de subvenir de forma inmediata a la nueva situación determinada por la sentencia de 7 de febrero de 2012 y comportaba, en esencia, la traslación del coste del bono social al conjunto de los consumidores, nunca tuvo vocación de permanencia y se revela como especialmente inadecuada en el presente momento, dado el particular contexto de disminución de ingresos e incremento de costes a que se ha aludido con anterioridad, con grave riesgo de inmediata aparición de nuevos desajustes de no adoptarse con urgencia medidas correctoras.En este sentido, es cierto que la sentencia de 7 de febrero de 2012, sin perjuicio de enunciar otras posibles modalidades de reparto del coste igualmente admisibles, señalaba que correspondía al Gobierno elegir la que estimará más adecuada, pudiendo optar «frente a otras soluciones presentes en derecho comparado, porque sea el propio sector eléctrico el que se haga cargo de dicha prestación social o, incluso, una parte de dicho sector».Partiendo de este hecho, y con el fin de contribuir a la necesaria y urgente reducción de costes del sistema, se juzga necesario modificar el régimen de reparto del coste introducido por la Orden IET/843/2012, de 25 de abril, imponiendo, como obligación de servicio público, la asunción del coste del bono social a las matrices de las sociedades o grupos de sociedades que realicen actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica y que tengan el carácter de grupos verticalmente integrados.En efecto, la imposición de esta obligación a las tales matrices permite, siquiera sea indirectamente, repartir dicha carga entre las principales actividades empresariales intervinientes en el sector eléctrico. Ciertamente, quedaría con ello excluida de tal reparto la actividad de transporte, si bien dicha excepción se considera justificada por tratase de una actividad regulada, desarrollada en régimen de monopolio legal y exclusividad, siendo así que al transportista único no le resultaría posible, a diferencia de lo que ocurre con las citadas sociedades o grupos de sociedades, recuperar del mercado el eventual coste que hubiera de asumir en dicho concepto, lo que, a la postre, vendría a neutralizar la finalidad perseguida con esta modificación.Por otro lado, y en consonancia con las exigencias resultantes de la Directiva 2009/72/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio de 2009, según la cual las obligaciones de servicio público deben definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables, se establece que, a fin de que el reparto sea equitativo, la recíproca participación de cada una de las tales empresas o grupos de empresas en la asunción del coste sea proporcional al porcentaje que corresponda sobre una cuantía calculada considerando tanto el número de suministros conectados a las redes de distribución como el número de clientes a los que suministra la actividad de comercialización. De igual modo, en orden a asegurar la permanente adecuación del reparto a las concretas circunstancias del sector y posibilitar su público conocimiento y eventual control, se establece que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, calculará anualmente, sin perjuicio de su ulterior aprobación por el Ministro de Industria, Energía y Turismo, los porcentajes de reparto aplicables y dará publicidad a la información para ello empleada.Adicionalmente, se contempla que la caracterización del bono social será la que resulta de la aplicación de la Resolución de 26 de junio de 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se determina el procedimiento de puesta en marcha del bono social y en las disposiciones adicionales cuarta y quinta de la Orden IET/843/2012, de 25 de abril, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de abril de 2012 y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.
 
Este real decreto-ley incluye asimismo, determinadas medidas relativas a la revisión de los peajes de acceso, a la creación del registro de autoconsumo y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencias.También, se determina que el Ministro de Industria, Energía y Turismo procederá a realizar una revisión de los peajes de acceso de energía eléctrica. Esta medida se adopta con carácter de urgencia teniendo en cuenta el impacto que tiene el escenario ya descrito de caída de demanda de energía eléctrica más acusada de lo previsto y en línea con las modificaciones relativas a las diferentes partidas de costes del sistema contenidas en el presente real decreto-ley.Asimismo, y mediante la modificación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, se procede a la creación del Registro administrativo de régimen retributivo específico, necesario para el seguimiento y correcta aplicación del régimen económico a las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos con régimen retributivo específico cuya competencia corresponde a la Administración General del Estado en exclusiva y que debe ser independiente del Registro administrativo de instalaciones de producción donde se incluyen los datos relativos a las instalaciones de producción cuya autorización corresponde bien a la Administración General del Estado o bien a las Administraciones Autonómicas.Del mismo modo, se crea el Registro de autoconsumo para el adecuado seguimiento de los consumidores acogidos a modalidades de suministro con autoconsumo, necesario igualmente para el adecuado seguimiento de su régimen económico.La creación de estos registros se lleva a cabo en esta norma por cuanto resultan imprescindibles para la aprobación de los reales decretos en los que se aborde la regulación de la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos y la determinación de las condiciones aplicables a otras modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo, que se van a tramitar con carácter inmediato.En consecuencia, se deroga el artículo 4 del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social relativos ambos a la asunción del coste del bono social, sin perjuicio del régimen transitorio que en este real decreto-ley se define.Por otra parte, se procede con carácter urgente a clarificar algunos aspectos del régimen transitorio para conocer de la toma de participaciones en el sector energético prevista en la disposición adicional novena de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, hasta que se produzca el efectivo traspaso de medios humanos, materiales y técnicos al Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Esta norma transitoria no altera el nuevo régimen jurídico para esas comunicaciones introducido por la citada ley.Por cuanto, la aprobación de alguna de las medidas contempladas en este real decreto-ley debe ir acompañada del correspondiente desarrollo reglamentario de las materias de este real decreto-ley y de la propia Ley 54/1997, de 27 de noviembre, se hace preciso establecer de forma expresa que los informes que se soliciten en este ámbito a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia se emitirán con carácter urgente, previa consulta al Consejo Consultivo de Electricidad, en el que se sustanciará el trámite de audiencia.
 
Finalmente, este real decreto-ley modifica la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales en relación al impuesto especial sobre el carbón.La Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, modificó la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales, incrementando el gravamen aplicable al carbón hasta 0,65 euros por gigajulio. No obstante, con la finalidad de mantener la competitividad del sector industrial y poner en condiciones de igualdad a los diferentes consumidores de carbón y gas natural para similares fines y usos, se considera necesario establecer un tipo reducido de 0,15 euros por gigajulio para el carbón destinado a usos con fines profesionales, siempre y cuando no se utilice en procesos de generación y cogeneración eléctrica, y ello dentro del marco comunitario previsto por la Directiva 2003/96/CE del Consejo, de 27 de octubre de 2003, por la que se reestructura el régimen comunitario de la imposición de los productos energéticos y de la electricidad.Como consecuencia de lo anterior y con el objeto de asegurar la diferenciación en la imposición basada en los diferentes fines, se considera conveniente precisar en la Ley reguladora de los Impuestos Especiales qué se entiende por «carbón destinado a usos con fines profesionales».Asimismo, ante la imposibilidad de conocer con exactitud, en el momento de realizar el suministro de carbón a una planta de cogeneración de energía eléctrica y calor útil, la carga tributaria que debe soportar el consumidor final y para ajustar esta, en la medida de lo posible, a la realidad, se fija un porcentaje de reparto provisional de la cantidad de carbón sobre la que se aplicarán los diferentes tipos impositivos regulados en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales. Por ello, es preciso, por un lado, establecer la necesaria especialidad en las reglas de repercusión del impuesto, con respecto a los sujetos pasivos que realizan estos suministros, y, por otro, recoger la obligación de regularizar el importe de las cuotas repercutidas conforme al porcentaje definitivo de destino del carbón.Adicionalmente, se tipifica una nueva infracción por la comunicación incorrecta de datos a los sujetos pasivos en relación con los suministros de carbón que se realicen con aplicación del tipo impositivo de 0,15 euros por gigajulio.Lo perentorio de la antedicha equiparación entre los diferentes consumidores de carbón y gas natural hace que concurran las circunstancias de extraordinaria y urgente necesidad para adoptar esta medida.Por todo lo expresado anteriormente, en la adopción del conjunto de medidas que a continuación se aprueban concurren las exigencias de extraordinaria y urgente necesidad requeridas por el artículo 86 de la Constitución Española de 27 de diciembre de 1978. Extraordinaria y urgente necesidad derivadas de las razones ya mencionadas de protección a los consumidores en un contexto de crisis económica, y garantía de la sostenibilidad económica del sistema eléctrico, y cuya vigencia inmediata es imprescindible para que la modificación normativa pueda tener la eficacia que se pretende.
 
Fuente: BOE