Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

La Comisión Permanente del Consejo de Estado, en sesión celebrada el día 20 de marzo de 2014, , emitió, por unanimidad, con inhibición de la Consejera Sra. Fernández de la Vega, el siguiente dictamen:

"En cumplimiento de la Orden de V. E. de 5 de marzo de 2014, registrada de entrada el día 6 siguiente, el Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo al proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación.

De antecedentes resulta:

Primero.- El proyecto de real decreto

El proyecto de real decreto que se consulta, fechado el 5 de marzo de 2014, principia por un preámbulo y consta de veinte artículos, once disposiciones adicionales, seis transitorias, una derogatoria y tres finales. Acompaña al texto un anexo.

1. La parte expositiva se inicia invocando la regulación contenida en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (LSE), de los precios voluntarios para el pequeño consumidor (en adelante, PVPC) y las tarifas de último recurso (en adelante, TUR). De acuerdo con dicho precepto, los PVPC son los precios máximos que podrán cobrar los comercializadores que 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; por su parte, las TUR son aquellos precios de aplicación a categorías concretas de consumidores: los vulnerables y los que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del PVPC, transitoriamente no dispongan de un contrato de suministro en vigor en mercado libre.

Definidas estas nociones, el preámbulo enumera los antecedentes normativos. El PVPC viene a sustituir a las tarifas de último recurso existentes hasta la aprobación reciente de la nueva legislación del sector eléctrico, cuya regulación se establecía 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, desarrollado por 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.

Componiéndose los PVPC de forma aditiva del coste de producción de energía eléctrica, los peajes de acceso y cargos así como los costes de comercialización que correspondan, el real decreto en tramitación determina la estructura de tales precios, que serán de aplicación a los consumidores de baja tensión con potencia contratada de hasta 10 kW.

Hasta la fecha, el coste de producción se ha venido estimando a partir del método de cálculo resultante de las llamadas subastas CESUR, previstas 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. La última subasta CESUR celebrada el 19 de diciembre de 2013 no fue validada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, a la vista de la concurrencia de determinadas circunstancias atípicas, desarrolladas en el informe emitido por dicho organismo el 7 de enero de 2014. Ante la necesidad de fijación de un PVPC con anterioridad al 1 de enero de 2014, se dictó el Real Decreto-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. Estos hechos han puesto de manifiesto la necesidad de proceder a una revisión del mecanismo existente en la actualidad para la determinación del coste de producción de electricidad.

Mediante el reglamento proyectado se establece que dicho coste se determinará con base en el precio horario de los mercados diario e intradiario durante el período al que corresponda la facturación. De este modo, se opera un cambio de modelo, del que se destacan las siguientes notas:

? Del modelo anterior, "en el que el precio del coste estimado de la Fernández de la Vega, el siguiente dictamen:

"En cumplimiento de la Orden de V. E. de 5 de marzo de 2014, registrada de entrada el día 6 siguiente, el Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo al proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación.

De antecedentes resulta:

Primero.- El proyecto de real decreto

El proyecto de real decreto que se consulta, fechado el 5 de marzo de 2014, principia por un preámbulo y consta de veinte artículos, once disposiciones adicionales, seis transitorias, una derogatoria y tres finales. Acompaña al texto un anexo.

1. La parte expositiva se inicia invocando la regulación contenida en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (LSE), de los precios voluntarios para el pequeño consumidor (en adelante, PVPC) y las tarifas de último recurso (en adelante, TUR). De acuerdo con dicho precepto, los PVPC son los precios máximos que podrán cobrar los comercializadores que 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; por su parte, las TUR son aquellos precios de aplicación a categorías concretas de consumidores: los vulnerables y los que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del PVPC, transitoriamente no dispongan de un contrato de suministro en vigor en mercado libre.

Definidas estas nociones, el preámbulo enumera los antecedentes normativos. El PVPC viene a sustituir a las tarifas de último recurso existentes hasta la aprobación reciente de la nueva legislación del sector eléctrico, cuya regulación se establecía 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, desarrollado por 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.

Componiéndose los PVPC de forma aditiva del coste de producción de energía eléctrica, los peajes de acceso y cargos así como los costes de comercialización que correspondan, el real decreto en tramitación determina la estructura de tales precios, que serán de aplicación a los consumidores de baja tensión con potencia contratada de hasta 10 kW.

Hasta la fecha, el coste de producción se ha venido estimando a partir del método de cálculo resultante de las llamadas subastas CESUR, previstas 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. La última subasta CESUR celebrada el 19 de diciembre de 2013 no fue validada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, a la vista de la concurrencia de determinadas circunstancias atípicas, desarrolladas en el informe emitido por dicho organismo el 7 de enero de 2014. Ante la necesidad de fijación de un PVPC con anterioridad al 1 de enero de 2014, se dictó el Real Decreto-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. Estos hechos han puesto de manifiesto la necesidad de proceder a una revisión del mecanismo existente en la actualidad para la determinación del coste de producción de electricidad.

Mediante el reglamento proyectado se establece que dicho coste se determinará con base en el precio horario de los mercados diario e intradiario durante el período al que corresponda la facturación. De este modo, se opera un cambio de modelo, del que se destacan las siguientes notas:

Del modelo anterior, "en el que el precio del coste estimado de la energía en el mercado diario se fijaba a priori a través de un mecanismo con un precio de futuro como era el caso de las subastas CESUR", se pasa "a un mecanismo en el que el consumidor abonará el coste que ha tenido en el mercado la energía consumida en el periodo".

El nuevo mecanismo supondrá "un ahorro para los consumidores que 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".

Con todo ello se logrará "una mayor transparencia en la fijación del precio", la "eliminación de la participación del Gobierno, una reducción de precios para el consumidor al disminuir el coste de aseguramiento, y en definitiva, una mayor señal de precio lo que permite comportamientos de consumo más eficientes".

Además del PVPC y para aquellos consumidores que puedan acogerse al mismo, se prevé como alternativa la contratación con el comercializador de referencia de un precio fijo de la energía durante un año, como precio más estable aunque con un mayor coste de aseguramiento.

Por otra parte, en la parte expositiva se relacionan otras cuestiones abordadas en el texto: el mecanismo de cobertura de los comercializadores de referencia que haya de aplicarse en el primer trimestre de 2014, en desarrollo del artículo 2 del Real Decreto-ley 17/2013, de 27 de diciembre; las condiciones del contrato de suministro a PVPC, con el fin de establecer un contenido homogéneo; y los criterios para determinar qué empresas comercializadores deben prestar el suministro de referencia, a raíz de la Sentencia de la Sala Tercera del Tribunal Supremo de 5 de abril de 2011, que "anula el artículo 2 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril".

En el plano procedimental se hace referencia a la intervención de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y del Consejo Consultivo de la Electricidad, a través del cual se ha evacuado el trámite de audiencia. La norma se eleva al Consejo de Ministros a propuesta del Ministro de Industria, Energía y Turismo.

2. El articulado del proyecto consultado se divide en seis títulos.

El Título I ("Objeto y ámbito de aplicación") comienza con la descripción del objeto del reglamento (artículo 1), que abarca las siguientes cuestiones: a) el establecimiento de los criterios para la designación de los comercializadores de referencia y de las obligaciones de suministro que les corresponden; b) la fijación de la metodología de cálculo de los PVPC y de las TUR; c) la regulación de las condiciones de los contratos de suministro con los comercializadores de referencia y su contenido mínimo; y d) la concreción de las condiciones de ofertas a precio único de los comercializadores de referencia para los consumidores con derecho a los PVPC, así como las condiciones mínimas de estos contratos. El artículo 2 delimita el ámbito subjetivo de aplicación del real decreto por referencia a los comercializadores de referencia, los consumidores con derecho a quedar acogidos a los PVPC o las TUR y los demás sujetos y agentes que participen en los mecanismos de fijación de dichos precios.

El Título II ("Comercializadoras de referencia") comprende los artículos 3 y 4.

El artículo 3 está referido a los requisitos de los comercializadores de referencia, en relación con los cuales se distinguen dos supuestos. De un lado, esta condición se atribuye en todo el territorio español a los grupos empresariales que hayan suministrado en dicho territorio a más de 100.000 clientes en los últimos doce meses, si bien, en el caso de Ceuta y Melilla, el número de suministros se rebaja a 25.000 clientes de media en los últimos doce meses, circunscribiéndose tal condición al territorio de la ciudad autónoma respectiva. A estos efectos, los grupos empresariales que a 1 de enero de cada año cumplan tales requisitos deberán proponer al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en el plazo de un mes un comercializador de referencia perteneciente al grupo, tras lo que en el plazo de tres meses debe resolver el Ministro, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. De otro lado, la condición de comercializador de referencia podrá ser asumida por las empresas comercializadoras que cumplan determinados requisitos, entre ellos, tener un capital social mínimo de 500.000 euros y un número mínimo de 25.000 clientes de media en los últimos doce meses en el territorio español. Las empresas que cumplan tales requisitos podrán solicitar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo su designación como comercializadores de referencia, solicitud que seguirá una tramitación similar a la del supuesto anterior, si bien el plazo máximo para resolver se fija en este caso en seis meses.

Conforme al artículo 4, los consumidores cuyas solicitudes de suministro de energía han de ser atendidas por los comercializadores de referencia son los siguientes: i) los que, cumpliendo los requisitos del artículo 5, opten por acogerse al PVPC o por contratar el precio fijo de suministro; ii) los que sean destinatarios de la TUR, bien por tener la condición de vulnerables, bien por carecer de contrato en vigor con un comercializador libre, sin cumplir los requisitos para la aplicación del PVPC; y iii) los que, como consecuencia del incumplimiento por parte de una empresa comercializadora, sean objeto de traspaso de acuerdo con el artículo 47.2 de la LSE. El Título III ("Precios voluntarios para el pequeño consumidor"), dividido en dos capítulos, es el más extenso.

El Capítulo I ("Definición y estructura de los precios voluntarios para el pequeño consumidor") comienza con el artículo 5, en el que se precisa quiénes podrán acogerse al PVPC: los titulares de puntos de suministro efectuados a tensiones no superiores a 1 kV y con potencia contratada menor o igual a 10 kW, límite de potencia susceptible de ser modificado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. Se especifica a continuación la duración anual de los contratos de suministro a PVPC y de sus prórrogas así como el régimen para su rescisión y el cambio de comercializador.

Los preceptos siguientes, 6, 7 y 8, contienen los elementos para el cálculo de los PVPC y su facturación. De acuerdo con el primero de estos artículos, tales precios han de calcularse incluyendo de forma aditiva el coste de producción de energía eléctrica, los peajes de acceso y cargos y los costes de comercialización, precisándose respecto del coste de producción que "se determinará con base en el precio horario de los mercados diario e intradiario durante el periodo al que corresponda la facturación, los costes de los servicios de ajuste del sistema y otros costes asociados al suministro". El segundo precepto aludido describe la estructura general de los PVPC, en la que se distinguen: un término de potencia, un término de energía del peaje de acceso asociado a cada punto de suministro, un término correspondiente al coste de la energía y, en su caso, un término de la energía reactiva; tras esta enumeración, el artículo 7 establece las fórmulas matemáticas para el cálculo de dichos términos. En cuanto a la determinación de los componentes de la facturación, en el artículo 8 se incluyen la facturación de potencia, de energía activa y, en su caso, de energía reactiva, señalándose su forma de cálculo.

El Capítulo II ("Procedimiento de cálculo del coste de producción de energía eléctrica") cierra el régimen económico para la cuantificación del PVPC, determinando los costes tanto de producción de la energía (artículo 9) como de la energía en el mercado diario e intradiario (artículo 10). El Título IV ("Oferta alternativa de los comercializadores de referencia a precio fijo para los consumidores con derecho al precio voluntario para el pequeño consumidor") recoge la obligación de cada comercializador de referencia de realizar una oferta alternativa al PVPC a los consumidores con derecho al mismo en la que se establezca un precio fijo del suministro para un periodo de un año, obligación que se tendrá por cumplida mediante la publicación de dicha oferta alternativa en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (artículo 13). Las condiciones a las que debe sujetarse tal oferta se relacionan en el artículo 14, con mención expresa a sus destinatarios (consumidores con derecho al PVPC), su contenido mínimo y máximo (que no debe incluir otros productos o servicios, energéticos o no, ofrecidos directamente por el comercializador de referencia o por terceros), el régimen de revisión (como pronto, al año desde la formalización del correspondiente contrato), la comunicación a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (a la que compete la comprobación de las condiciones de la oferta alternativa y su publicación), así como la duración anual del contrato y la consecuencia de su no renovación (consistente en la aplicación automática del PVPC por el mismo comercializador de referencia).

El Título V ("Definición y estructura de los precios de las tarifas de último recurso") está integrado por los artículos 15 (enumerado nuevamente por error como 14) a 17. El primero de estos preceptos diferencia los dos supuestos en los que resultan de aplicación las TUR: los consumidores vulnerables y los que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del PVPC, transitoriamente no dispongan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador en mercado libre. Al primero de estos supuestos está dedicado el artículo 16, con arreglo al cual la TUR para clientes vulnerables es la resultante de aplicar la metodología de cálculo de los PVPC "descontando un 25 por ciento en todos sus conceptos". Por su parte, la TUR en el segundo supuesto comprende los peajes de acceso incrementados en un 20 por ciento y el resto de conceptos del PVPC aumentados en igual porcentaje (artículo 17).

El Título VI ("Contratos de suministro de energía eléctrica y obligaciones de transparencia e información") comprende dos capítulos.

En el Capítulo I ("Contratos de suministro de energía eléctrica con comercializadores de referencia") se regulan tales contratos, contemplando las posibilidades de que los consumidores con derecho a los PVPC contraten la adquisición de la energía y el acceso a las redes conjuntamente o de forma separada; las condiciones generales habrán de ser equitativas y transparentes y adecuarse a lo establecido en la normativa vigente en materia de contratos con los consumidores (artículo 18). El contenido mínimo de los contratos de suministro con los comercializadores de referencia se detalla en el artículo 19.

En el artículo 20, único precepto del Capítulo II ("Información y comparación de precios"), se especifican las obligaciones de información que incumben a los comercializadores de referencia, desde el envío voluntario de las condiciones generales de los contratos de suministro a la Agencia Española de Consumo, Seguridad Alimentaria y Nutrición, hasta el deber de informar en todas sus facturas a los consumidores afectados de las opciones de contratación existentes, incluyendo las referencias a la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia donde se encuentre el listado de todas las empresas comercializadoras.

3. La parte final integra las disposiciones adicionales, transitorias, derogatoria y finales:

-La disposición adicional primera, con invocación del artículo 3.1 y sin perjuicio de las solicitudes que puedan presentar otras empresas que cumplan los requisitos establecidos, designa como comercializadoras de referencia en todo el territorio nacional a las siguientes empresas: "Endesa Energía XXI, S.L.U.", "Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U.", "Gas Natural S.U.R. SDG, S.A.", "E.ON Comercializadora de Último Recurso, S.L." y "EDP Comercializadora de Último Recurso, S.A.". Por otra parte, se encomienda la propuesta de una comercializadora de referencia, para su tramitación, a los grupos empresariales a los que pertenecen las empresas "Cide HC-Energía, S.L.", "Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A." y "Gaselec Diversificación, S.L.". -Las disposiciones adicionales segunda y tercera están dedicadas al cierre de energía en el mercado peninsular y en los territorios no peninsulares, respectivamente.

-La disposición adicional cuarta atribuye al Secretario de Estado de Energía la competencia para establecer, mediante resolución y a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el procedimiento para la comprobación, validación y cierre de los datos procedentes de los equipos de medida conectados al sistema de telegestión, así como los protocolos de intercambio de información, de seguridad y de confidencialidad de la misma entre los agentes a los efectos de facturación y liquidación de la energía. En el plazo de dos meses desde la aprobación de los procedimientos los encargados de la lectura deberán efectuar la telemedida de los contadores de telegestión para suministros en baja tensión de hasta 15 kW, de acuerdo con la planificación de la sustitución de contadores.

-La disposición adicional quinta regula el intercambio de información entre los operadores del sistema y del mercado.

-La disposición adicional sexta contempla las particularidades en la aplicación del suministro de energía eléctrica al PVPC y a la TUR en los sistemas no peninsulares.

-En la disposición adicional séptima se encarga a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la elaboración y remisión al departamento del ramo de un informe sobre el margen comercial aplicable a la actividad de comercialización de referencia para suministrar energía a PVPC y a TUR.

-De conformidad con la disposición adicional octava, los comercializadores de referencia vendrán obligados a enviar antes del 15 de noviembre de cada año a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia su previsión de las curvas de carga destinadas al suministro a los clientes con derecho a los PVPC. A dicha comisión corresponde informar sobre las cantidades remitidas y valorarlas en función de sus previsiones de evolución de demanda, para trasladar su informe a la Secretaría de Estado de Energía antes del 10 de diciembre de cada año.

-La disposición adicional novena fija los valores iniciales del margen de comercialización aplicable para el cálculo del PVPC a partir de 1 de abril de 2014, que será de 4 euros/kW y año.

-En virtud de la disposición adicional décima, las condiciones mínimas exigidas para los contratos de suministro quedarán automáticamente incorporadas a los contratos de suministro ya suscritos con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto, prevaleciendo sobre las existentes en caso de discrepancia. Los comercializadores de referencia adaptarán los contratos de suministro ya suscritos con ocasión de su vencimiento o del de cualquiera de sus prórrogas, sin que tal adaptación pueda conllevar penalizaciones para los consumidores. Esta obligación será exigible a partir del 1 de julio de 2014.

-En lo que concierne a la liquidación, la disposición adicional undécima impone a los comercializadores de referencia declarar al organismo encargado de la liquidación las diferencias entre los costes de la energía ajustados aplicados a sus consumidores y el coste correspondiente real de la adquisición de la energía en el mercado, incorporándose los ingresos o costes resultantes al sistema de liquidación.

-La disposición transitoria primera regula el periodo transitorio de adaptación. Conforme al mismo, lo dispuesto en el Título III será de aplicación a partir del 1 de abril de 2014, de forma que los consumidores suministrados por un comercializador de referencia acogidos a los PVPC a 31 de marzo de 2014 seguirán siendo suministrados por dicho comercializador, si bien aplicando el nuevo PVPC resultante del real decreto. Por su parte, los comercializadores de referencia dispondrán de un plazo máximo hasta el 1 de junio de 2014 para la adaptación de sus sistemas para facturar a los consumidores de acuerdo con esta norma; una vez transcurrido el plazo de adaptación de los sistemas, los comercializadores deberán regularizar al consumidor las facturaciones en que, con carácter transitorio, hayan aplicado el PVPC aprobado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 31 de enero de 2014.

-La disposición transitoria segunda otorga a los comercializadores de referencia de plazo hasta el 30 de abril de 2014 para comunicar las ofertas alternativas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

-La disposición transitoria tercera concreta la forma de regularización de cantidades por aplicación del mecanismo de cobertura previsto en el Real Decreto-ley 17/2013, de 27 de diciembre.

-De acuerdo con la disposición transitoria cuarta, los comercializadores de referencia tendrán que enviar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en el plazo máximo de diez días desde la vigencia del real decreto su previsión de las curvas de carga destinadas al suministro a los PVPC para el periodo comprendido entre el 1 de abril y el 31 de diciembre de 2014.

-Conforme a la disposición transitoria quinta, para la facturación del consumo de los suministros carentes de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión, se aplicarán los perfiles finales de consumo calculados y publicados por el operador del sistema.

-La disposición transitoria sexta pospone la aplicación del término de energía reactiva y su facturación hasta el 1 de enero de 2019.

-La disposición derogatoria afecta a todas las normas de igual o inferior rango que contradigan al presente real decreto, en particular, los artículos 1 a 7 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio (salvo el Capítulo II y las disposiciones adicionales primera, segunda y séptima), así como la Orden ITC/1601/2010, de 11 de junio.

-La disposición final primera invoca como título competencial al amparo del cual se dicta la norma el artículo 149.1.13ª y 25ª de la Constitución, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para establecer las bases y la coordinación de la planificación general de la actividad económica y las bases del régimen minero y energético.

-La disposición final segunda habilita al Ministro de Industria, Energía y Turismo para dictar disposiciones de desarrollo.

-La entrada en vigor se producirá el día siguiente al de la publicación de la norma en el BOE, de acuerdo con la disposición final tercera.

4. El anexo contiene los modelos de cartas informativas que habrán de ser dirigidas por los comercializadores de referencia a los consumidores acogidos a PVPC, distinguiendo en función de si éstos ya disponen o no de equipo de medida horario.

Segundo.- Contenido del expediente remitido

Se adjunta al proyecto de disposición el expediente instruido para su elaboración, en el que constan, entre otros, los siguientes documentos:

a.- Versiones anteriores del proyecto

Obra en el expediente una primera versión del texto del proyecto de 4 de febrero de 2014, acompañada de la correspondiente memoria del análisis de impacto normativo del día 10 siguiente. También se ha incorporado otro texto de 4 de marzo de 2014, con su memoria de la misma fecha.

b.- Informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y alegaciones ante el Consejo Consultivo de Electricidad

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, a través de la Sala de Supervisión Regulatoria, emitió el 25 de febrero de 2014 su informe acerca del proyecto de referencia.

Este informe tomaba en consideración las alegaciones vertidas en el trámite de audiencia celebrado en el seno del Consejo Consultivo de Electricidad, que figuraban como anexo al propio informe. En concreto, presentaron alegaciones las Comunidades Autónomas de Andalucía, Aragón, Principado de Asturias, Canarias, Cantabria, Castilla y León, Cataluña, Galicia, Madrid, Murcia y País Vasco. Asimismo, formularon observaciones al proyecto "OMI-POLO Español, S.A." (OMIE) como operador del mercado y "Red Eléctrica de España, S.A." (REE) en su condición de operador del sistema y de transportista, la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), "Gas Natural SDG, S.A.", "Iberdrola, S.A.", "Iberdrola Distribución Eléctrica, S.A.", "Endesa Energía XXI, S.L.U.", "E.ON Comercializadora de Último Recurso, S.L.", la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE), la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (CIDE), "Cide HC-Energía, S.L.", "Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta, S.A.", "Gaselec Diversificación, S.L.", "EDP Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.", el Consejo de Consumidores y Usuarios y la Agencia Española de Consumo, Seguridad Alimentaria y Nutrición.

En la descripción del nuevo modelo contenida en el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia se partía de que el "PVPC afecta a los consumidores domésticos y a una parte de las pequeñas empresas que deseen acogerse a él", reflejando los datos que a finales de 2013 un 60% de los consumidores con derecho al PVPC estaban siendo suministrados en España a este precio, frente al porcentaje del 76% registrado en el año 2011. En este contexto el proyecto en tramitación tenía por finalidad introducir dos modalidades de facturación en función de la disposición o no de equipo de medida electrónico con telegestión: a falta de disposición de tal equipo, el consumo de energía durante los dos meses de facturación se distribuiría según el perfil de consumo diario del consumidor tipo, multiplicándose el consumo de cada hora por el precio horario del mercado correspondiente al momento del consumo para obtener un precio medio ponderado de dos meses, lo que haría coincidentes los precios medios ponderados de todos los consumidores en esta situación con las mismas fechas de lectura inicial y final; y para los consumidores con equipos de medida electrónicos con telegestión (potencialmente unos 7 millones) se les facturaría mensualmente su consumo real en cada hora con el precio horario final del mercado. De ahí el impacto de la planificación de sustitución de contadores, conforme al cual antes del 31 de diciembre de 2014 el 35% de los contadores deberían haber sido reemplazados para tener capacidad de telegestión.

Las consideraciones generales se iniciaban con la ponderación del impacto en el consumidor del nuevo modelo, en el que dicho consumidor podía "conocer ex ante el precio del mercado diario para el día siguiente, representando este precio la mayor parte del coste de la energía que se le va a repercutir". Para tal ponderación, se enumeraban las ventajas y los inconvenientes del modelo:

* Como ventaja, se hacía referencia, en primer lugar, a la reducción del coste de la energía "en la medida en que, al fijarse el precio en el mercado al contado, no se incluye la prima de riesgo de los mercados a plazo". En términos medios, en el periodo comprendido entre julio de 2009 (fecha de introducción del suministro de último recurso y de las subastas CESUR) y octubre de 2013 (último dato disponible), el coste de la energía había sido un 11% superior al resultante de aplicar los precios registrados en el mercado, lo que equivalía, incluyendo peajes y cargos, a un incremento del 4,3% sobre el precio final de la factura.

También se destacaba que el proyecto transmitía a los consumidores, "especialmente a aquéllos que cuentan con contador electrónico, las señales correctas de precios horarios del mercado de contado". No obstante, en el caso de los consumidores que transitoriamente no dispusieran de equipo de medida con telegestión, se les aplicaría el precio medio bimestral del mercado de contado, en lugar del precio trimestral derivado de la subasta, por lo que, aunque desplazasen su consumo individual hacia periodos de precios inferiores, todavía no percibirían en su factura los ahorros de su comportamiento. Las otras ventajas del nuevo sistema son la mejora de la eficiencia de la curva de carga del sistema y la desaparición de lecturas estimadas con revisiones trimestrales.

* En contrapartida, el modelo proyectado generaba inconvenientes tales como el cambio significativo respecto al mecanismo de precios actual, haciendo necesaria "una labor informativa dirigida al consumidor", o la disminución de la estabilidad de los precios.

En el informe también se abordaba la incidencia del reglamento en curso sobre el desarrollo del mercado minorista, apreciándose un impacto "limitado" en la actividad de comercialización liberalizada. El análisis correspondiente conducía a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a considerar que "la principal dificultad para la entrada de nueva comercialización libre no está tanto en la existencia de un precio de referencia para el pequeño consumidor, sino fundamentalmente en la estructura verticalmente integrada en los principales grupos del sector de la actividad de generación, distribución y comercialización".

Dicho organismo consideraba que las condiciones de contratación del suministro de referencia deberían contenerse en el Real Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro de energía eléctrica, en tramitación. Tampoco era el proyecto el lugar más adecuado para definir la estructura de los peajes de acceso y cargos implícitos en los PVPC. En cambio, estimaba oportuno definir la TUR y adaptar el bono social, para impedir que éste pudiera resultar negativo en la medida en que el coste de la energía implícito en la tarifa de referencia fuera, en algún periodo, superior al incluido en el PVPC.

El informe realizaba a continuación un examen detenido de las previsiones del reglamento proyectado, al objeto de formular observaciones particulares, la mayoría de las cuales han sido acogidas en la versión consultada al Consejo de Estado. Entre ellas, se llamaba la atención sobre la eventual insuficiencia del plazo de un mes (previsto en el texto original) para adaptar los sistemas de facturación de los comercializadores de referencia, sugiriéndose la ampliación de dicho plazo.

c.- Informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo

Este órgano directivo emitió su informe sobre la disposición proyectada el día 5 de marzo de 2014.

En este informe se informaba favorablemente dicha disposición por ajustarse, en su conjunto, a la legalidad, tener el rango normativo adecuado y haberse tramitado de acuerdo con lo previsto en el artículo 24 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno y la legislación relativa a los mercados energéticos. Sin perjuicio de ello, se hacían observaciones concretas de redacción a tres artículos y a la parte final. Por último, se estimaba necesaria "una cuidadosa revisión del texto del proyecto de real decreto de referencia para corregir posibles erratas o errores, dadas las varias redacciones que ha tenido".

d.- Memoria del análisis de impacto normativo

Esta memoria, fechada el 5 de marzo de 2014, se iniciaba con un resumen ejecutivo. En este documento se justificaba la oportunidad de la norma, se resumía el contenido de la disposición y se describía su tramitación. Como objetivos de esta iniciativa, se enumeraban los siguientes:

o El desarrollo reglamentario de los PVPC y las TUR. o El establecimiento de la metodología de cálculo de tales precios. o El cumplimiento de la Sentencia del Tribunal Supremo de 5 de abril de 2011, que anuló el artículo 2 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril. o La protección del consumidor con derecho a acogerse al PVPC y a la TUR "creando un marco de contratación transparente y estableciendo obligaciones de información" para que pueda decidir sobre la modalidad de contratación que se adapte a sus prioridades y necesidades.

Sobre tal información, la memoria destacaba que la dificultad que pudiera generar para los consumidores el cálculo de su factura con el nuevo modelo quedaría subsanada mediante las siguientes actuaciones: por un lado, mediante la intensificación de la actuación supervisora y de control de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, y por otro lado, mediante la puesta a disposición de los consumidores en una web oficial de las herramientas necesarias para conocer el importe de su factura y el precio medio del mercado que le resultase de aplicación en un periodo a través de la introducción de las fechas de lectura y los datos de potencia y consumo.

El análisis jurídico contenido en la memoria se centraba en el cauce de designación de los comercializadores de referencia. La designación obligatoria se hace depender del suministro en el territorio español a más de 100.000 clientes en los últimos doce meses o 25.000 en el caso de Ceuta y Melilla. El número de 100.000 clientes reflejaba "una capacidad técnica demostrada, una experiencia con consumidores finales de cierta entidad, una agilidad en la prestación de este servicio, una capacidad para poder asumir un volumen de clientes en caso de traspaso procedente de una comercializadora (supuestos frecuentes en los últimos años)" y "una capacidad financiera para poder asumir supuestos de impago". Además, dicho número de suministros se tomaba como referencia también en la normativa comunitaria, que permitía excepcionar de determinadas obligaciones a aquellas empresas, en este caso de distribución, con menos de 100.000 clientes. En el caso de Ceuta y Melilla, atendiendo al número medio de suministros, a la forma en que se produjo la puesta en marcha del suministro eléctrico de último recurso, y a las particularidades de estos sistemas no peninsulares en los que no existe un mercado de producción y los precios son el resultado de la casación de ofertas, se fijaba un número de clientes más reducido. Para evitar la necesidad de un acto de designación respecto de los comercializadores que venían desarrollando esta actividad, eran designados por el propio proyecto, lo que no impedía hacer extensible esta obligación a cualquier otro grupo empresarial que a 1 de enero de cada año cumpliera los requisitos. Además, se permitía la posibilidad de ejercer la comercialización de referencia a otras empresas distintas de las designadas con carácter obligatorio, si bien con una serie de garantías plasmadas en la exigencia de requisitos de "carácter reglado, claros e inequívocos, objetivos e imparciales, transparentes y proporcionados al objetivo de interés general que se quiere proteger". De esta forma, se daba cumplimiento a la resolución judicial citada de 5 de abril de 2011.

En el examen de la legalidad de la propuesta, se hacía referencia a la modificación de los artículos 17 y 46 de la LSE, incluida en el proyecto de Ley por la que se modifica el texto refundido de la Ley General de Consumidores y Usuarios y otras leyes complementarias, aprobado por Real Decreto Legislativo 1/2007, de 16 de noviembre. Este proyecto "previsiblemente" estaría publicado en el BOE con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto.

La memoria del análisis de impacto normativo contenía una valoración detallada de las principales alegaciones formuladas en el expediente. Entre las observaciones acogidas, se había concretado la TUR para consumidores vulnerables como un descuento del 25% sobre el PVPC; se había potenciado el carácter disuasorio de la TUR para los consumidores que transitoriamente carecían de un contrato de suministro, sin poder acogerse al PVPC; se había eliminado la definición de la estructura de los peajes de acceso y cargos; y se había ampliado el plazo de adaptación de uno a dos meses. Respecto de los comentarios no plasmados en el texto, se explicaban las razones de su rechazo.

El análisis de impactos se iniciaba con una valoración del impacto económico general. A este respecto, se resaltaba que el nuevo modelo suponía un ahorro para los consumidores acogidos al PVPC (en la actualidad unos 17 millones de suministros), pues no se abonaba el coste vinculado a la fijación del precio en un mercado de futuros. Para la cuantificación de este ahorro, se citaban los datos del informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. En contrapartida, los consumidores notarían en sus facturas variaciones en el precio del coste de la energía, si bien tales variaciones no serían significativamente mayores de las resultantes de las subastas CESUR. Además, se obtendrían otros efectos favorables, como la existencia de una señal de precio real o la transparencia. Por otra parte, se estimaba limitado el impacto de las medidas adoptadas sobre la actividad de comercialización liberalizada. Finalmente, se negaba que el proyecto conllevase cargas administrativas o supusiera incremento de gasto público.

Por último, se descartaba que el texto pudiera traer consigo discriminación alguna por razón de género.

Tercero.- Remisión del expediente al Consejo de Estado

En tal estado de tramitación, el expediente fue remitido al Consejo de Estado para consulta, haciéndose constar en la orden de remisión la urgencia con la que se solicitaba la emisión del dictamen. A este respecto, se explicaba que el Real Decreto-ley 17/2013, de 27 de diciembre, agotaba su vigencia el 31 de marzo, resultando "preciso" que la norma reglamentaria en tramitación entrase en vigor el 1 de abril de 2014.

Ya en este Consejo el expediente, fueron recibidas varias solicitudes de audiencia, acordándose la concesión de dicho trámite a aquellas entidades que lo solicitaron antes del 11 de marzo de 2014, y siendo denegadas las restantes, dada la urgencia de la consulta. En este trámite fueron presentados escritos de alegaciones por las siguientes entidades: "Gas Natural SDG, S.A.", "Endesa Energía XXI, S.L.U.", "Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.", "E.ON Comercializadora de Último Recurso, S.L." la Asociación de Comercializadores independientes de Energía (ACIE) y la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (CIDE), que se limitó a remitirse a las alegaciones formuladas en el expediente. Por su parte, la solicitud de audiencia presentada por "Factor Energía, S.A.", que fue denegada por la razón expuesta al haber sido presentada el 13 de marzo de 2014, contenía observaciones al articulado. Entre las cuestiones que en los escritos presentados eran objetadas, se encontraban: el escaso margen temporal para formular alegaciones ante el Consejo de Estado; la vulneración de la normativa estatal y europea que exigía el carácter comparable, la transparencia y la razonabilidad de los precios; la insuficiencia del margen de comercialización fijo para cubrir los costes en que los comercializadores de referencia incurrían; la falta de un plazo de adaptación adecuado; la designación obligatoria de comercializadores de referencia; la exigencia de un número mínimo de clientes para solicitar la asunción de esta condición; o la obligación de formular una oferta alternativa a precio fijo.

Por otra parte, el día 14 de marzo de 2014 tuvo entrada en el Consejo de Estado el oficio suscrito el día anterior por el Subsecretario de Industria, Energía y Turismo, remitiendo la solicitud de aprobación previa que, de acuerdo con el artículo 67.4 de la Ley 6/1997, de 14 de abril, de organización y funcionamiento de la Administración General del Estado, se había dirigido el día 11 al Ministerio de Hacienda y Administraciones Públicas.

Dicha aprobación previa, otorgada el 17 de marzo de 2014 por el Secretario de Estado de Administraciones Públicas, por delegación del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas, fue remitida al Consejo de Estado, donde fue registrada de entrada el día 18 siguiente, junto con un informe sobre el proyecto de la Secretaría General Técnica de dicho departamento. En este informe se hacía referencia a la procedencia de incorporar a la fórmula de expedición del reglamento en tramitación la mención a tal aprobación previa y se formulaban observaciones de redacción al texto. También se indicaba que, no obstante lo señalado en la memoria del análisis de impacto normativo respecto a la ausencia de cargas administrativas, del artículo 3 del proyecto en tramitación se derivaban cargas de dicha naturaleza en el procedimiento de designación de los comercializadores de referencia, ante la necesidad de formular solicitudes y acreditar el cumplimiento de requisitos, cargas que se cuantificaban en 39 euros para cada entidad solicitante.

A la vista de tales antecedentes, se hacen las siguientes consideraciones:

I. Objeto y carácter de la consulta

Se somete a consulta el proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación.

El Consejo de Estado emite su preceptivo dictamen de acuerdo con lo previsto en el artículo 22.3 de su Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, conforme al cual la Comisión Permanente de dicho Consejo habrá de ser consultada en relación con los "reglamentos o disposiciones de carácter general que se dicten en ejecución de las leyes, así como sus modificaciones".

II. Tramitación

En cuanto hace al procedimiento, se ha observado, en líneas generales, el legalmente establecido en la elaboración del proyecto consultado.

A este respecto, se ha recabado el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), en el ejercicio de sus competencias consultivas en el procedimiento de elaboración de normas que afecten a su ámbito de competencias en los sectores sometidos a su supervisión, en aplicación del artículo 5.2 a) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de dicho organismo. Como ha señalado el Consejo de Estado en otros dictámenes, ha de darse por cumplido el trámite de audiencia a los interesados, en la medida en que todos los sectores afectados por el proyecto han tenido ocasión de participar en la elaboración de la norma a través del Consejo Consultivo de Electricidad. Este órgano está integrado por representantes de la Administración General del Estado, el Consejo de Seguridad Nuclear, las Comunidades Autónomas y Ciudades de Ceuta y Melilla, las compañías del sector eléctrico, los consumidores y usuarios y los agentes de defensa de la preservación del medio ambiente (disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos).

Obra en el expediente el informe de la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en su calidad de departamento proponente, preceptivo conforme al artículo 24 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno.

También se ha unido al expediente, estando ya en el Consejo de Estado, la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas. De conformidad con el artículo 67.4, en conexión con el artículo 66.1, de la Ley 6/1997, de 14 de abril, de organización y funcionamiento de la Administración General del Estado, es necesaria la aprobación previa del titular de dicho departamento en relación con los proyectos que afecten a la "organización administrativa, el régimen de personal, procedimiento e inspección de servicios". En el asunto sometido a consulta, el artículo 3 del proyecto regula el procedimiento que ha de seguirse para la designación de los comercializadores de referencia, distinguiendo en función del carácter obligatorio o voluntario de esta condición. Al hilo de dicha regulación, se contemplan el inicio del expediente, se atribuye carácter preceptivo al informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se encomienda la competencia para resolver al Ministro de Industria, Energía y Turismo y se fija el plazo de resolución. En relación con este procedimiento, se fijan también en la disposición adicional primera las especificidades para otorgar la condición de comercializador de referencia a la entrada en vigor de la norma tramitada. Con ello se hace uso, como se indicará más adelante, de la habilitación normativa contenida en el artículo 6.1 f) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (LSE), conforme al cual "reglamentariamente se establecerá el procedimiento y requisitos para ser comercializador de referencia". A la vista de todo ello, no cabe duda acerca de la verdadera naturaleza de procedimiento administrativo del mecanismo previsto en el artículo 3 y, por remisión a él, en el apartado 2 de la disposición adicional primera del proyecto, para la designación de los comercializadores de referencia, de lo que resulta el carácter preceptivo de la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas.

Finalmente, el proyecto sometido a consulta va acompañado de la memoria del análisis de impacto normativo, que responde a lo dispuesto en el Real Decreto 1083/2009, de 3 de julio, por el que se regula la memoria del análisis de impacto normativo y a su Guía Metodológica, aprobada por Acuerdo del Consejo de Ministros de 11 de diciembre de 2009, constando de la ficha del resumen ejecutivo, la justificación de la oportunidad de la norma, la descripción del contenido, el análisis del impacto económico y de las cargas administrativas y el análisis del impacto por razón de género. Destaca de este informe la valoración detallada que contiene de las observaciones formuladas a lo largo de la tramitación del expediente.

Con todo, procede realizar las siguientes consideraciones acerca del procedimiento en tramitación:

-Cabe advertir la omisión del informe de la Dirección General de Coordinación de Competencias con las Comunidades Autónomas y las Entidades Locales acerca de la distribución de competencias a nivel territorial, al que alude el artículo 24.3 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno.

El apremio real que evidencia el contenido del proyecto, sumado, de un lado, al hecho de que las cuestiones competenciales no han sido objeto de especial debate en el seno del Consejo Consultivo de Electricidad en el que están representadas las Comunidades Autónomas y las Ciudades de Ceuta Melilla, y, de otro, a la cobertura que proporcionan al proyecto las habilitaciones de desarrollo reglamentario contenidas en la LSE a favor del Gobierno, permiten la aprobación del texto consultado sin recabar preceptivamente el informe sobre la distribución vertical de competencias. En cualquier caso, en ausencia de estas circunstancias excepcionales u otras similares, cuando el título competencial en el que se ampare la potestad normativa del Estado afecte a normativa básica, dicho informe debe reputarse preceptivo como regla general.

-Algunas entidades que han solicitado y obtenido audiencia ante el Consejo de Estado, han calificado de insuficiente el plazo otorgado a estos efectos, considerándolo -en el caso de "Endesa Energía XXI, S.L.U."- "frontalmente contrario a un correcto ejercicio del trámite de audiencia que ampara a los interesados, de conformidad con las previsiones recogidas en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de régimen jurídico de las Administraciones Públicas y del procedimiento administrativo común".

La audiencia ante el Consejo de Estado está contemplada en el artículo 18.1 de su Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, en virtud del cual "pueden ser oídos ante el Consejo los directamente interesados en los asuntos sometidos a consulta. La audiencia se acordará por el Presidente, a petición de aquéllos o de oficio. La audiencia se concederá, en todo caso, cuando en la consulta esté directamente interesada, y así lo manifieste, una Comunidad Autónoma". Esta previsión encuentra desarrollo en el artículo 125 del Reglamento orgánico del Consejo de Estado, aprobado por Real Decreto 1674/1980, de 18 de julio, cuyo apartado 2 tiene el siguiente tenor:

2. El Presidente fijará el plazo de la audiencia que, en todo caso, deberá otorgarse con vista del expediente en la sede del Consejo de Estado, conforme a la Ley de Procedimiento Administrativo, salvo que la consulta fuera urgente, en cuyo caso el Presidente, oída la Sección respectiva, fijará el plazo que estime conveniente.

Respecto de este trámite, es importante resaltar que la audiencia ante el Consejo de Estado no sustituye a la que debe ser otorgada en el expediente a los interesados, quienes eventualmente pueden beneficiarse de una segunda oportunidad de ser oídos ante el Alto Cuerpo Consultivo. El cauce natural por el que se da audiencia a los ciudadanos cuyos derechos e intereses legítimos puedan verse afectados por una disposición de carácter general es el trámite previsto en el artículo 24 c) de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, que en el asunto consultado se ha reconducido a través del Consejo Consultivo de Electricidad, al amparo de las previsiones antes citadas. Por este motivo, ningún reproche merece desde la perspectiva de la participación de los interesados en audiencia la fijación de un plazo ajustado a la urgencia de la consulta (o su denegación con base en ella) cuando se pretende una segunda intervención en el expediente por la vía del artículo 18.1 de la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, del Consejo de Estado.

III. Competencia estatal para la aprobación de la norma proyectada

La competencia estatal para la aprobación del real decreto proyectado se fundamenta en los títulos contemplados en las reglas 13ª y 25ª del artículo 149.1 de la Constitución. Tales títulos atribuyen al Estado, respectivamente, la competencia sobre las "bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica" y sobre las "bases del régimen (...) energético".

A juicio del Consejo de Estado, el proyecto de real decreto remitido en consulta es conforme al orden constitucional de distribución de competencias entre el Estado y las Comunidades Autónomas, al encontrar su aprobación fundamento en las competencias estatales reconocidas en el artículo 149.1.13ª y 25ª de la Constitución, tal y como señala la disposición final primera del texto analizado.

IV. Fundamento legal y rango normativo

El fundamento legal de la norma proyectada se encuentra en la LSE, cuya disposición final cuarta, apartado 1, habilita al Gobierno "para que, en el ámbito de sus competencias, dicte las disposiciones reglamentarias necesarias para el desarrollo y aplicación de esta ley". A esta habilitación general hay que sumar las específicas conferidas también al ejecutivo en el artículo 17 de la disposición legal citada para establecer "la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y de las tarifas de último recurso", previéndose la adopción por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, de "las disposiciones necesarias para el establecimiento de estos precios voluntarios para el pequeño consumidor y tarifas de último recurso" (apartado 4). A ello hay que añadir que el apartado 2 a) del mismo precepto, al enumerar los conceptos que se incluyen de forma aditiva en la estructura de los PVPC, menciona en primer lugar "el coste de producción de energía eléctrica, que se determinará con base en mecanismos de mercado atendiendo al precio medio previsto en el mercado de producción durante el período que reglamentariamente se determine y que será revisable de forma independiente al del resto de conceptos del precio voluntario para el pequeño consumidor".

Asimismo, la norma proyectada aspira a dar cumplimiento a los mandatos recogidos en los artículos 6.1 f) y 46.1 g) de la LSE. Como fue indicado, el primero de estos preceptos remite al desarrollo reglamentario el procedimiento y los requisitos para ser comercializador de referencia. El segundo relaciona las obligaciones de las empresas comercializadoras en relación con el suministro, además de las que se determinen reglamentariamente, entre las que se alude expresamente a la formalización de "los contratos de suministro con los consumidores de acuerdo a la normativa en vigor que resulte de aplicación" y "las facturaciones a sus consumidores de acuerdo a las condiciones de los contratos que hubiera formalizado en los términos que se establezcan en las disposiciones reglamentarias de desarrollo de esta ley, y con el desglose que se determine".

De acuerdo con estas habilitaciones concedidas a favor del Gobierno, la norma proyectada cuenta con el rango adecuado. Esta afirmación ha de entenderse sin perjuicio del análisis que más adelante se acometerá de la adecuación del proyecto a la legislación de cobertura.

V. Contenido del proyecto

El examen del contenido del proyecto ha de ir precedido del de los antecedentes que han conducido a su elaboración.

Desde el 1 de julio de 2009, fecha de la desaparición del mercado a tarifa, el suministro eléctrico se ejerce en su totalidad por los comercializadores en libre competencia, siendo los consumidores quienes eligen libremente a su comercializador. En este contexto la tarifa de último recurso era el precio máximo y mínimo que podían cobrar los comercializadores de último recurso a los consumidores que se acogieran a dicha tarifa, sin perder por ello la consideración de consumidores en el mercado liberalizado. Adicionalmente, los consumidores suministrados por un distribuidor que no optaran por elegir empresa comercializadora eran suministrados por un comercializador de último recurso mediante la aplicación de la tarifa de referencia. Todo ello conectaba la existencia de la tarifa de último recurso al servicio universal, realizándose la nueva actividad de suministro a dicha tarifa por las empresas comercializadoras de último recurso, esto es, aquellas a las que se impuso tal obligación de servicio público con separación de cuentas para diferencia dicha actividad de la de suministro libre.

En la LSE vigente la anterior tarifa de último recurso ha pasado a denominarse precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), precio máximo que podrán cobrar los comercializadores de referencia (nueva denominación para los comercializadores de último recurso) a aquellos consumidores que, de acuerdo con la normativa en vigor, cumplan los requisitos para que les resulten de aplicación (artículo 17.1). Tales consumidores son ahora (y continuarán siéndolo conforme al proyecto) los conectados en baja tensión con una potencia contratada igual o inferior a 10 kW. De acuerdo con el proceso de liberalización impulsado el 1 de julio de 2009, la existencia de los PVPC no obsta que los consumidores puedan, además de acogerse a tales precios con un comercializador de referencia, contratar su suministro en el mercado libre con cualquier comercializador de su elección. Del régimen de los PVPC contenido en el artículo 17 de la LSE cabe destacar que tales precios se calculan, conforme a la metodología que establezca el Gobierno, de acuerdo con los principios de suficiencia de ingresos, de aditividad y de no distorsión de la competencia en el mercado minorista, teniendo en cuenta las especialidades por niveles de tensión y las características de los consumos por periodos horarios y potencia, a partir de la suma de tres conceptos: el coste de producción de energía, los peajes de acceso y cargos y los costes de comercialización correspondientes.

Mediante la expresión "tarifa de último recurso" (TUR) se alude en la LSE a aquellos precios de aplicación a categorías concretas de consumidores de acuerdo con lo dispuesto en dicha ley y su normativa de desarrollo. En particular, dichas tarifas de último recurso resultan de aplicación a los consumidores que tengan la condición de vulnerables y a aquellos que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del PVPC, transitoriamente no dispongan de un contrato de suministro en vigor con un comercializador en mercado libre (artículo 17.3). No se oculta la dificultad terminológica generada por el hecho de que una misma expresión (TUR) tenga dos significados distintos en función de si emplea en el contexto de la legislación del sector eléctrico anterior (donde se utilizaba en un sentido equivalente a los actuales PVPC) o vigente (que dota a dicha expresión de un contenido más limitado). A ello se suma que los consumidores destinatarios de la TUR en la LSE actual tienen perfiles opuestos: uno debe ser objeto de especial protección debido a su vulnerabilidad y otro ha de ser disuadido de su comportamiento omisivo al no contratar en mercado libre el suministro de energía eléctrica cuando no tiene derecho a acogerse al PVPC. De ahí que la TUR se concrete en el primer caso en descuentos y en el segundo en recargos sobre dichos PVPC.

Hasta ahora, conforme a lo establecido en el artículo 7 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, el coste de producción de energía eléctrica se determinaba con base en los precios de los mercados a plazo con horizonte temporal de al menos seis meses. Esta norma reglamentaria fue desarrollada por 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 a continuación por 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. Al amparo de este régimen jurídico, se tomaba como referencia para el cálculo del coste de producción el resultado de las denominadas subastas CESUR, cuya celebración estaba prevista con una periodicidad trimestral.

Las circunstancias que rodearon la última subasta CESUR (la vigésimo quinta) celebrada el 19 de diciembre de 2013 y que condujeron a que no fuera validada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como entidad supervisora de la misma, han puesto en tela de juicio la idoneidad del mecanismo existente para la determinación del coste de producción de energía eléctrica. La situación generada por la anulación de dicha subasta, al dar lugar a que el precio resultante de la misma no fuera considerado en la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas, obligó a establecer el cauce para fijar el precio de la electricidad a partir del 1 de enero de 2014. El Real Decreto-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, vino a cubrir dicho vacío. Ahora bien, al agotar su vigencia el 31 de marzo de 2014, hace necesario que antes de esta fecha se apruebe el proyecto consultado para establecer la metodología de cálculo de los PVPC. Cabría preguntarse si la existencia de este horizonte temporal tan acotado, que explica la urgencia del procedimiento de elaboración del texto remitido en consulta, ha permitido las mejores condiciones para la reflexión sosegada acerca del cambio trascendental de modelo que se proyecta.

En tales circunstancias la disposición consultada supone el abandono del modelo en el que el precio del coste estimado de la energía en el mercado diario se fijaba a priori a través de un mecanismo con un precio de futuro a través de las subastas CESUR, y su sustitución por un mecanismo en el que el consumidor abonará el coste que ha tenido en el mercado la energía consumida en el periodo de facturación. A este respecto, como pone de relieve el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, tiene una incidencia determinante en el cálculo del coste de producción de la energía la disposición o no de un equipo de medida electrónico con telegestión: en caso negativo, el consumo de energía durante los dos meses de facturación se distribuirá según el perfil de consumo diario del consumidor tipo, multiplicándose el consumo de cada hora por el precio horario del mercado correspondiente al momento del consumo para obtener un precio medio ponderado de dos meses, lo que hará coincidentes los precios medios ponderados de todos los consumidores en esta situación con las mismas fechas de lectura inicial y final; en caso afirmativo, se les facturará mensualmente su consumo real en cada hora con el precio horario final del mercado. En el primer supuesto resultarán determinantes los perfiles finales de consumo que, en función de cada tipo de consumidores, son calculados y publicados por el operador del sistema, de conformidad con las instrucciones emitidas por resolución del Director General de Política Energética y Minas, a propuesta del organismo supervisor, en virtud del artículo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico, aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto (disposición transitoria quinta del proyecto). En el segundo supuesto los consumidores percibirán nítidamente la señal de precio, al poder ser conscientes del impacto en la factura del momento del consumo eléctrico, y podrán adecuar a dicha señal su comportamiento en aras de un consumo más eficiente.

Interesa resaltar que la primera de las situaciones descritas es transitoria, pues el plan de sustitución de contadores, tras su modificación por la Orden IET/290/2012, de 16 de febrero, obliga a las compañías distribuidoras a implantar totalmente el parque de contadores de medida con sujeción a los siguientes intervalos de tiempo:

a) Antes del 31 de diciembre de 2014 deberá sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. b) Entre el 1 de enero de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 deberá sustituirse un 35 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora. c) Entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

Es particularmente valioso, a la hora de emitir una valoración global acerca del modelo proyectado, el análisis contenido en el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de las ventajas e inconvenientes de dicho modelo. Se insiste en este informe, así como en la memoria del análisis de impacto normativo, que el sistema en vías de implantación reducirá el coste de la energía, en la medida en que, al fijarse el precio en el mercado al contado, no incluirá la prima de riesgo de los mercados a plazo. Dicha reducción ha sido cuantificada para el periodo comprendido entre julio de 2009 (fecha de introducción del suministro de último recurso y de las subastas CESUR) y octubre de 2013 (último dato disponible) en un 4,3% sobre el precio final de la factura. También se ha remarcado la importancia de revelar señales de precio a los consumidores para fomentar que desplacen su consumo individual hacia periodos de precios inferiores con las consiguientes ventajas en los planos de la eficiencia energética y medioambiental, si bien éste es un efecto cuya virtualidad general queda pospuesta al momento en que se complete el parque de contadores de medida electrónicos el 31 de diciembre de 2018.

En contrapartida, se alerta en el expediente acerca de las superiores variaciones en el precio del coste de la energía que apreciarán los consumidores en sus facturas, si bien tales variaciones no serán, al decir de la memoria del análisis de impacto normativo, significativamente mayores de las resultantes de las subastas CESUR. En cualquier caso, pese a la importancia relativa que se concede a este inconveniente reconocido del nuevo modelo, se considera acertada la introducción de la obligación de los comercializadores de referencia de ofertar un precio fijo de la energía durante un año, como opción más estable para el consumidor aunque con un mayor coste de aseguramiento. De esta forma, gracias a la publicación obligatoria de dichas ofertas en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se facilitará la comparación de las ofertas alternativas de los distintos comercializadores de referencia, de modo que los consumidores que no deseen estar sujetos a las variaciones del precio horario de la energía, podrán acogerse a esta opción de mayor estabilidad aunque menos económica.

El conjunto resultante permite combinar una reducción del coste de la energía incluido en el PVPC con una pluralidad de opciones para el consumidor, por lo que merece un juicio general favorable, sin menoscabo de las observaciones de carácter general y particular que se formulan en los siguientes apartados del presente dictamen.

VI. Observaciones de carácter general

En atención a su importancia o alcance, se estima pertinente la realización de sendas consideraciones generales acerca de la compatibilidad de la regulación proyectada con la legislación de cobertura, la inserción de dicha regulación en el grupo normativo al que pertenece, así como el mecanismo de designación de los comercializadores de referencia.

VI. 1 Sobre la adecuación del proyecto a la LSE

Tal y como apunta la memoria del análisis de impacto normativo, se ha insertado en el proyecto de Ley por la que se modifica el texto refundido de la Ley General para la Defensa de los Consumidores y Usuarios y otras leyes complementarias, aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2007, de 16 de noviembre, una disposición final decimotercera dirigida a la modificación de la LSE. Dicha disposición tiene el siguiente tenor en el texto remitido al Senado:

Disposición final decimotercera. Modificación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Se modifica la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en los siguientes términos. Uno. Se modifica el párrafo a) del apartado 2 del artículo 17, que queda redactado como sigue: "a) El coste de producción de energía eléctrica, que se determinará con arreglo a mecanismos de mercado en los términos que se desarrollen reglamentariamente." Dos. Se añade un nuevo párrafo q) al apartado 1 del artículo 46, con la siguiente redacción: "q) En su caso, en los términos que se establezca reglamentariamente, las comercializadoras de referencia estarán obligadas a realizar ofertas a los consumidores con derecho al precio voluntario para el pequeño consumidor en las que el precio del suministro de energía eléctrica sea fijo para un periodo determinado, sin perjuicio de las revisiones que procedan de los peajes, cargos y otros costes regulados. A estos efectos, estarán obligadas a formalizar los contratos con los consumidores que lo soliciten conforme a un modelo de contrato normalizado. El plazo de duración y el resto de condiciones del contrato se fijarán reglamentariamente."

Del examen de la previsión transcrita es posible identificar dos ámbitos en los que la modificación proyectada dotará de plena cobertura al reglamento en tramitación, lo que a su vez exige plantearse si el texto en vigor proporciona suficiente amparo en dichos ámbitos al desarrollo reglamentario que se pretende.

En primer lugar, por su relevancia, es preciso pronunciarse acerca de si la nueva metodología de cálculo del coste de la energía eléctrica que se incluye en el PVPC tiene o no cabida en la LSE en vigor. Conforme al artículo 17.2 de esta norma, dicho coste se determinará con base en mecanismos de mercado "atendiendo al precio medio previsto en el mercado de producción durante el período que reglamentariamente se determine". La locución entrecomillada, a cuya desaparición está dirigida la reforma en curso de dicho precepto, apunta claramente al modelo de cálculo que se proyecta sustituir. En efecto, la mención a un precio "previsto" está concebida para un mecanismo en el que el precio del coste estimado de la energía se fije ex ante, como precio de futuro que pueda anticiparse en el mercado de producción, correspondiendo a la potestad reglamentaria la determinación del periodo que haya de tomarse en consideración para la fijación a priori de dicho precio. Desde esta perspectiva, la sustitución de tal mecanismo por otro en el que el consumidor abone el coste que ha tenido en el mercado la energía consumida en el periodo de facturación no es factible desde un punto de vista jurídico, atendiendo a las exigencias del principio de jerarquía normativa, sin la reforma prevista de la LSE.

Por lo demás, no contraviene el sistema proyectado el derecho de los consumidores a "ser suministrados a unos precios fácil y claramente comparables, transparentes y no discriminatorios" (artículo 44.1 i) de la LSE), frente a lo que aducen algunas entidades participantes en el trámite de audiencia. Este derecho, que, en puridad, encuentra su desenvolvimiento en las relaciones horizontales de los consumidores con los comercializadores, más que operar como límite a la configuración de los PVPC en las relaciones verticales, no obliga a una determinación ex ante del coste energético con una periodicidad trimestral, sino que es compatible con la aproximación de dicho coste al precio de la electricidad de los mercados diario e intradiario. Es más, con los instrumentos de información contemplados en el proyecto, los PVPC ganarán en transparencia y, cuando el consumidor disponga de contador electrónico, tendrá a su disposición herramientas para adecuar su consumo eléctrico al precio real de la energía de que hace uso.

Desde esta óptica, tampoco cabe juzgar discriminatorio el diferente tratamiento que resulta de la disposición o no de tales contadores. Esta diferencia tiene justificación en un factor técnico, por cuanto los contadores electrónicos permiten el acceso a una información (el momento exacto del consumo) que de otro modo no es conocida, y tiene un alcance temporal transitorio, considerando que la sustitución del parque de contadores habrá concluido al iniciarse el año 2019. Carecería de sentido aplicar un perfil de consumidor tipo, como ficción derivada de datos medios ponderados que permite suplir la ausencia de información acerca de la concreta hora de consumo eléctrico, a aquellos consumidores cuyos datos de consumo sí son accesibles por tener instalado un contador con capacidad de telegestión.

Sin perjuicio de ello, dada la relevancia de tales contadores como factor determinante del diferente tratamiento para el cálculo del coste de la energía implícito en el PVPC, se estima procedente que el plan de sustitución de contadores otorgue de forma expresa al usuario la iniciativa para adelantar la sustitución de su actual contador por otro que permita la telegestión y la telemedia, con la consiguiente obligación de las empresas distribuidoras de atender dicha petición en un plazo razonable.

Por lo demás, considerando la importancia que, en ausencia de contadores electrónicos, tendrán para la fijación del coste de la energía los perfiles finales de consumo, ha de recomendarse la implantación de mecanismos para la adecuada supervisión de su cálculo, como garantía de la estricta observancia de la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas que fija la metodología aplicable.

En segundo lugar, en lo que atañe a la oferta alternativa al PVPC, la imposición a los comercializadores de referencia de la obligación de ofertar un precio fijo para un plazo anual a los consumidores con derecho al PVPC carece de reflejo en el texto vigente de la LSE. Ahora bien, el artículo 46.1 de esta norma contiene un listado de las obligaciones que incumben a las empresas comercializadoras, el cual no se concibe como numerus clausus, en la medida en que tal enumeración debe ser completada con las obligaciones "que se determinen reglamentariamente". Esta previsión es exponente del mayor papel que se reconoce a la potestad reglamentaria en los sectores regulados, toda vez que el legislador admite con naturalidad la imposición de obligaciones de nuevo cuño por vía reglamentaria a los comercializadores como agentes del sistema eléctrico. En suma, se aprecia margen suficiente para exigir a los comercializadores de referencia a través del texto consultado la oferta alternativa al PVPC, lo que no es óbice para considerar muy pertinente su plasmación en el artículo 46.1 q) proyectado de la LSE.

En mérito de lo expuesto, la introducción del nuevo modelo de cálculo del coste de energía eléctrica incorporado al PVPC no tiene cabida en la LSE mientras el artículo 17.2 a) imponga tomar como referencia el precio medio previsto en el mercado de producción durante un plazo fijado reglamentariamente. Por ello, tal y como se plasmará en la conclusión del presente dictamen, el parecer favorable del Consejo de Estado a la aprobación del reglamento en tramitación ha de quedar condicionado a que se modifique dicho precepto en la línea proyectada en el texto transcrito, entrado en el Senado el 24 de febrero de 2014.

VI. 2 Sobre la inserción del proyecto en su grupo normativo

Procede realizar unas reflexiones acerca de la técnica normativa empleada para abordar la metodología de cálculo de los PVPC.

Dichas reflexiones enlazan con las realizadas por el Consejo de Estado en otros dictámenes emitidos en materia de ordenación del sector eléctrico, cuyo contenido fue sintetizado en la Memoria de este Cuerpo Consultivo de 2010. En ella se constató la complejidad del marco normativo del sector eléctrico, la cual "es fruto en buena medida de la excesiva fragmentación de la regulación, lo que implica que la ordenación de una concreta materia se encuentre dispersa en una multitud de normas de diferentes rangos y procedencias"; tal acumulación de normas "responde, en ocasiones, a un proceso de sedimentación normativa, en el que cada nueva disposición está llamada a resolver un problema concreto o a lograr una finalidad particular, perdiendo en algunos casos la visión sistemática y de conjunto, lo que hace que el marco jurídico de la actividad se resienta, dando lugar a algunas redundancias". Con el fin de hacer frente a los problemas detectados, el Consejo de Estado realizó varias sugerencias, entre ellas, consideró necesario, de un lado, "asumir, desde el momento inicial de la tramitación de las disposiciones, la finalidad de evitar la fragmentación normativa, para lo cual es fundamental buscar a cada nueva regulación la sede normativa adecuada, evitando que cada nueva regulación de una misma materia se lleve a cabo en diferentes disposiciones"; y, de otro lado, recalcó la procedencia de que "con ocasión de la tramitación de cada nueva disposición se plantee la incidencia que tiene la norma en el conjunto de la ordenación del sector, con el fin de llevar a cabo los ajustes necesarios y de simplificar la regulación".

La regulación del mecanismo de cálculo de los PVPC, que cuenta con su habilitación normativa específica (artículo 17.4 de la LSE), ha sido abordada a través del presente proyecto, tramitado por la vía de urgencia, como consecuencia de la anulación de la vigésimo quinta subasta CESUR. Ello ha provocado que dicho texto se haya adelantado al proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro de energía eléctrica, sobre el que versó el informe de la Comisión Nacional de Energía 25/2013, de 12 de septiembre.

Durante la tramitación del expediente remitido en consulta se ha cuestionado la ubicación idónea de varios aspectos:

* En primer término, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia cuestionó la conveniencia de definir en el proyecto la estructura de los peajes de acceso y cargos implícitos en los PVPC, teniendo en cuenta que se hallaba en tramitación la disposición para determinar la estructura de los peajes de transporte y distribución. Esta observación condujo a la eliminación del Título VII de la versión inicial del proyecto, donde se determinaba la estructura de tales peajes y cargos. * En segundo término, a sugerencia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, ha sido concretada la TUR para el colectivo de los consumidores vulnerables, estableciéndose el porcentaje de descuento respecto de los PVPC en un 25%. Aun cuando el Consejo de Estado comparte los argumentos esgrimidos por dicho organismo, dada la necesidad de impedir que el coste energético incorporado a las TUR para consumidores vulnerables pudiera llegar a ser en algún periodo superior al incluido en los PVPC, lo cierto es que el proyecto ofrece una regulación parcial del bono social, a falta de desarrollo del artículo 45 de la LSE en lo que concierne, entre otras materias, a la noción de "consumidor vulnerable". * Y, en tercer término, frente al criterio mantenido por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el texto consultado, en lugar de remitirse al proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro de energía eléctrica, regula las condiciones de contratación del suministro de referencia, al haber apreciado la Secretaría de Estado de Energía la conveniencia de reunir en la misma disposición todos los aspectos generales que afecten al suministro de los consumidores con derecho a acogerse al PVPC. Como resultado, el proyecto reglamentario sometido a consulta no permite por sí solo el cálculo del PVPC, puesto que uno de los conceptos que lo integran -los peajes de acceso y cargo- contará con su regulación específica; cuantifica las TUR para consumidores vulnerables, aunque esta noción está pendiente de adecuación a la LSE; y regula las condiciones de contratación del suministro de referencia, cuando muchas de ellas serán reiteradas en otra disposición que tendrá un alcance más general, al aplicarse a todos los suministros de energía eléctrica.

No hace falta insistir en la pertinencia de resolver en sucesivas iniciativas reglamentarias las dificultades apuntadas, que pueden encontrar explicación en la urgencia de la regulación proyectada, pero que no cabe perpetuar. La aprobación de la LSE, como nueva cabecera del grupo normativo, brinda la ocasión de evitar las deficiencias de técnica normativa que vienen caracterizando este sector. Por consiguiente, aunque la necesidad de abordar el cálculo del coste energético de los PVPC justifica una regulación como la proyectada, convendría que gran parte de su contenido - o todo él- fuera después subsumido en el Real Decreto por el que se regula la actividad de comercialización y las condiciones de contratación y suministro de energía eléctrica, en tramitación, para preservar la unidad regulatoria de cada una de las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica en sentido amplio, o, dicho de otro modo, para impedir la dispersión normativa a que conduce la aprobación de una disposición de carácter general para afrontar cada situación que esté necesitada de tratamiento específico en un momento dado.

VI. 3 Sobre la designación de los comercializadores de referencia

Resulta oportuno un comentario acerca del mecanismo de designación de los comercializadores de referencia, considerando que la identificación de los comercializadores de último recurso (en la terminología utilizada en la legislación anterior) en el artículo 2 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, fue anulada en los términos resultantes de la Sentencia de la Sala Tercera del Tribunal Supremo de 5 de abril de 2011.

Al resolver el recurso interpuesto por varias sociedades del sector contra el citado precepto, que se limita a enumerar nominativamente las empresas comercializadoras de energía que han de asumir la obligación de suministro de último recurso, el Tribunal Supremo (tras una extensa cita del dictamen del Consejo de Estado 2/2009, de 22 de enero, conforme al cual la forma de designación de los comercializadores de último recurso planteaba dudas en cuanto a los criterios empleados y su aplicación) concluyó que la habilitación al Gobierno para que designe tales empresas "exige configurar una base normativa suficiente que regule los presupuestos o criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios, que permita determinar a qué empresas puede imponerse la obligación adicional de suministro de último recurso por cumplir las condiciones técnicas, financieras y contables que sean coherentes con el mandato regulatorio del legislador".

Atendiendo a la pretensión deducida en el suplico del escrito de demanda, y, conforme a lo dispuesto en el artículo 70.2 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la jurisdicción contencioso- administrativa, que delimita las facultades de los tribunales contencioso- administrativos, en relación con la anulación de disposiciones generales, el Tribunal Supremo consideró "necesario precisar que la estimación del recurso contencioso-administrativo se circunscribe a la obligación del Gobierno de determinar los criterios o variables que condicionan, desde la perspectiva territorial, técnica, financiera y contable, la designación de comercializadores de último recurso y, por tanto, no se extiende a la exclusión de las empresas comercializadoras de energía eléctrica designadas en el artículo 2 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, que pudiera producir un vacío normativo contrario a la protección de los intereses de los consumidores, que tienen reconocido el derecho a la elección de su suministrador que les garantice un suministro de calidad y a unos precios comprensibles, transparentes y razonables".

Tal y como señala el preámbulo de la disposición proyectada, ésta viene a dar cumplimiento a la resolución judicial aludida, toda vez que diseña un mecanismo de designación de los comercializadores de referencia basado en la distinción entre quienes asumen esta condición obligatoriamente y quienes pueden hacerlo de forma voluntaria, justificándose en ambos casos los criterios en que se fundamenta tal designación. Así, es reseñable el esfuerzo argumentativo que efectúa la memoria del análisis de impacto normativo para fijar el número de clientes que desencadena la obligación del suministro de referencia (100.000 clientes en el territorio español o 25.000 en Ceuta y Melilla), como límite que refleja "una capacidad técnica demostrada, una experiencia con consumidores finales de cierta entidad, una agilidad en la prestación de este servicio, una capacidad para poder asumir un volumen de clientes en caso de traspaso procedente de una comercializadora (supuestos frecuentes en los últimos años)" y "una capacidad financiera para poder asumir supuestos de impago". Estos criterios permiten igualmente fundar la exigencia de los distintos requisitos para solicitar la condición de comercializador de referencia.

En consecuencia, mediante el proyecto en tramitación se subsana la indefinición de los criterios conducentes al otorgamiento de dicha condición.

VII. Observaciones particulares

Se someten a V. E. las siguientes observaciones particulares:

- Preámbulo.

Se echa en falta la mención del artículo 6.1 f) de la LSE, que contiene una de las habilitaciones normativas (relativa al procedimiento y requisitos para ser comercializador de referencia) que sirven de cobertura a la regulación proyectada.

Por otra parte, ha de incorporarse a la fórmula de expedición la mención a la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas, como recuerda la Secretaría General Técnica de este departamento.

- Artículo 3.

Este precepto ha de ser objeto de varias mejoras en su redacción.

De acuerdo con el primer párrafo del apartado 1, la condición de comercializador de referencia se atribuye a los grupos empresariales que superen el número límite de clientes, a los que corresponde, conforme al segundo párrafo, proponer un comercializador de referencia. Esta redacción es confusa en la medida en que no queda claro si dicha condición recae en el grupo empresarial o en la concreta sociedad propuesta por el mismo. Esta última interpretación parece más razonable, por lo que debe revisarse en consonancia el tenor del artículo 3.1 I del proyecto.

Conforme al párrafo segundo citado, "los grupos empresariales que a 1 de enero de cada año cumplan los anteriores requisitos deberán proponer al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en el plazo de un mes un comercializador de referencia perteneciente al grupo, para su designación, adjuntando la documentación que acredite el cumplimiento de los referidos requisitos". Con esta dicción se diría que cada año todos los grupos empresariales en la situación descrita deben reiterar la actuación conducente a la designación del comercializador de referencia de su grupo. Sin embargo, tiene más sentido que la propuesta de designación corresponda exclusivamente a aquellos grupos que, no teniendo todavía un comercializador de referencia, hayan reunido al comenzar el año el número mínimo de clientes, en el bien entendido de que los grupos que cuentan ya con un comercializador de referencia no necesitan renovar anualmente tal designación. Procede revisar la redacción en este sentido.

El párrafo tercero del artículo 3.1 otorga al Ministro de Industria, Energía y Turismo la resolución del procedimiento, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Convendría especificar si a la hora de resolver se atribuye a la autoridad competente algún margen de discrecionalidad (indicando en tal caso con base en qué criterio o criterios) o si, por el contrario, se trata de una decisión estrictamente reglada (favorable a la designación como comercializador de referencia de toda empresa propuesta por un grupo empresarial que acumule el número de clientes exigido).

En el párrafo siguiente se prevé que, de haber sido sancionado un comercializador de referencia por la comisión de una infracción administrativa en materia de comercialización, o atendiendo a otras circunstancias que afecten al correcto ejercicio de esta obligación de servicio público, dicho comercializador podría ser eximido de esta obligación por real decreto del Consejo de Ministros. Se vincula, de esta forma, a la comisión de una infracción administrativa -como supuesto de hecho- una consecuencia jurídica consistente en la eventual exención de una obligación, lo que carece de lógica jurídica. Hay que entender, por ende, que existe una lógica económica que se plasma en un interés comercial o de imagen para ostentar en el grupo empresarial un comercializador de referencia, pues de lo contrario bastaría con mantener una actitud incumplidora para quedar eximido del suministro de referencia. Con todo, sería preferible otro tenor, poniendo el énfasis en que la comisión de una actuación reprochable jurídicamente puede llevar aparejada la pérdida de la condición de comercializador de referencia, no tanto la exención de la obligación de servicio público que conlleva. A ello hay que añadir que la comisión de cualquier tipo administrativo en materia de comercialización, aunque sea leve, no puede tener asociada una consecuencia de tanta trascendencia, por lo que sería necesario acotar el supuesto de hecho, primero, especificando la gravedad de la infracción o su reiteración y, segundo, concretando las restantes circunstancias que, por afectar al correcto ejercicio de la actividad de comercialización de referencia, pueden conducir a tal consecuencia. Entre tales circunstancias debería tener una mención expresa la pérdida de clientes que conduzca a la no superación del número mínimo aludido, sin perjuicio del derecho de la empresa afectada de solicitar la prestación voluntaria del suministro de referencia por el cauce del apartado 2 del precepto comentado.

Respecto de la asunción voluntaria del suministro de referencia (apartado 2 del artículo 3), sería oportuno puntualizar si el reconocimiento de esta condición ha de tener o no virtualidad en todo el territorio español.

Paralelamente a lo indicado, como han señalado varias interesadas en el expediente, resulta excesivo conceptuar como requisito para asumir el suministro de referencia el no haber sido sancionado por la comisión de una infracción administrativa en materia de comercialización mediante resolución firme en vía administrativa en los últimos tres años. Procede, por ello, especificar la gravedad de los tipos cometidos o la reiteración que pueden vedar el acceso al ejercicio de dicha actividad.

- Artículo 4.1.

En este precepto se identifica el comercializador de referencia obligado a atender el suministro de los consumidores que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del PVPC, transitoriamente carecen de contrato en vigor con un comercializador libre. Tal identificación ganaría en claridad si se precisara que lo es a los exclusivos efectos de este supuesto previsto en el artículo 4.1 d), por cuanto se trata de una excepción a la libre elección del comercializador.

- Artículos 5.6 y 19.1 e).

En el primero de estos preceptos se reconoce la facultad del consumidor de rescindir el contrato de suministro a PVPC con una anticipación mínima de 21 días respecto de la fecha en que desee la baja del contrato, mientras que en el segundo se incluyen en el contenido mínimo de tales contratos las causas de extinción, comprendiendo la voluntad unilateral del consumidor comunicada al comercializador de referencia con una antelación de 15 días.

Ha de corregirse esta aparente contradicción entre ambos plazos.

- Artículo 7.6.

Este apartado dispone lo siguiente:

6. En las cantidades resultantes de la aplicación de estos precios, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, no se incluirán los impuestos, recargos y gravámenes tanto sobre el consumo y suministro que sean de cuenta del consumidor y de los que estén las empresas comercializadoras de referencia encargadas de su recaudación, como sobre los pagos a los que se refiere el artículo 14.9 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, ni aquellos otros cuya repercusión sobre el usuario venga exigida por la normativa vigente.

La cita del artículo 17 de la LSE no resulta apropiada, dado que en él no se dispone que los precios no incluyan los impuestos, recargos y gravámenes. Es más, al amparo del apartado 5 de dicho precepto, "sobre los precios voluntarios para el pequeño consumidor y las tarifas de último recurso para cada categoría de consumo se aplicarán los correspondientes impuestos". Ciertamente, el artículo 7.6 del proyecto se refiere al precio del coste de la energía, en tanto que el precepto legal alude al PVPC en su configuración final resultante de adicionar dicho coste, los peajes de acceso y cargos y el coste de comercialización, por lo que no existe contradicción entre ambos, pero la cita de este último sigue siendo improcedente.

- Artículo 18.1.

Conforme a este precepto, los consumidores con derecho a quedar acogidos a los PVPC con carácter general "contratarán" conjuntamente la adquisición de la energía y el acceso a las redes con un comercializador de referencia. Debería indicarse, en realidad, que "podrán contratar" ambos servicios conjuntamente, en coherencia con el artículo 44.1 c) de la LSE, puesto que también es factible contratarlos de forma separada, como se recoge en el apartado 2 del mismo artículo 18 del proyecto.

- Artículo 19.1

En el contenido mínimo de los contratos de suministro tanto a PVPC como a precio fijo anual se incluyen, de un lado, las "cláusulas bajo las cuales se podrán revisar las condiciones establecidas en el contrato" (letra f)), y, de otro, las "cláusulas bajo las cuales se podrán modificar las condiciones establecidas en el contrato" (letra q)).

Salvo que se pretenda diferenciar entre las nociones de "revisión" y "modificación" del contrato, en cuyo caso será necesario precisar el alcance de tal distinción, la redacción del artículo 19.1 resulta reiterativa en este punto.

- Disposición adicional primera.

El plazo de seis meses que se otorga en el apartado 2 al Ministro de Industria, Energía y Turismo para resolver la propuesta de designación de comercializador de referencia por parte de los grupos empresariales que superan el número límite para tener que asumir obligatoriamente este servicio público, contrasta con el de tres meses que contempla el artículo 3.1 del proyecto para igual supuesto. A falta de una razón objetiva que justifique tal diferenciación, ambos plazos deberían ser coincidentes.

- Disposición adicional décima.

De conformidad con su primer párrafo, "las condiciones mínimas exigidas para los contratos de suministro en el presente real decreto quedarán automáticamente incorporadas a los contratos de suministro ya suscritos con anterioridad a la entrada en vigor de este real decreto, prevaleciendo sobre las existentes en caso de discrepancia".

El artículo 19 del proyecto dota de un contenido mínimo a los contratos de suministro con los comercializadores de referencia, al enumerar las cuestiones que necesariamente habrán de ser especificadas en ellos, pero, salvo excepciones (como la duración anual), no concreta cuál deba ser tal contenido. Así, por ejemplo, obliga a que tales contratos indiquen las causas y formas de extinción o las condiciones de traspaso y subrogación, sin indicar cuáles deban ser. En consecuencia, a falta de tal concreción, dichas condiciones mínimas no pueden incorporarse a los contratos ni desplazar a las ya existentes. Ante las dudas interpretativas que suscita, se considera preferible la supresión de dicho párrafo.

- Disposición transitoria primera.

De acuerdo con su apartado 5, "en las facturaciones que se realicen hasta 31 de diciembre de 2014 por las empresas comercializadoras de referencia a los consumidores que estuvieran acogidos a la tarifa de último recurso a la fecha de entrada en vigor del presente real decreto se informará del mecanismo previsto de acuerdo al modelo de carta recogido en el anexo del mismo". Tal y como se refleja en el título del anexo, las cartas informativas habrán de ser dirigidas a todos los consumidores acogidos al PVPC a la fecha de entrada en vigor del reglamento en tramitación.

- Disposición derogatoria única.

En ella se prevé la abrogación de los artículos 1 a 7 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, esto es, de todo su articulado.

La pervivencia de la parte final del reglamento que se sustituye ahonda los problemas de técnica normativa a que se ha hecho alusión en las consideraciones generales. Tomada la decisión de reemplazar el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, lo procedente sería derogarlo completamente, incorporando a la parte final del proyecto las disposiciones de aquél que deban mantenerse en vigor.

VIII. Revisión general del texto

La premura con la que ha sido preparada la disposición en tramitación así como la sucesión de distintas versiones han dado lugar a un texto poco cuidado desde el punto de visto ortográfico y de puntuación. También se advierten errores de remisión o referencias obsoletas, como consecuencia de los cambios acometidos en el texto durante su tramitación.

Como ha apuntado la Secretaría General Técnica del departamento proponente, se impone una revisión detenida del texto para subsanar tales situaciones. Sin ánimo exhaustivo, se señalan los siguientes aspectos que habrán de ser corregidos:

* Según el párrafo séptimo del preámbulo, el real decreto en tramitación determina, además de la estructura de los PVPC, "sus peajes de acceso correspondientes", lo que no se corresponde con la versión final del proyecto, en la que, a sugerencia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, no se regulan tales peajes.

* En el penúltimo párrafo de la parte expositiva antes de la fórmula de expedición se afirma la derogación del artículo 7 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, cuando dicha derogación afecta a todo su articulado (y debería hacerlo al texto reglamentario completo, si se acogiera la observación formulada al respecto).

* En el artículo 1, letras c) y d), ha sido omitida la preposición "de", al mencionar la regulación "de" las condiciones de los contratos de suministros y la fijación "de" las condiciones de oferta a precio único.

* El artículo 3.3 contiene una remisión al apartado 1 b), que ha de ser realizada al apartado 2 b).

* Señala el artículo 5.7 que el consumidor "podrá optar porque el cambio de comercializador...". El nexo "por que" ha de escribirse en este caso separado.

* El precepto con que se inicia el Título V se renumera por segunda vez como 14, cuando debe ser el 15.

* En los artículos 16.2 y 17.2 se realizan sendas remisiones a la orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno. Tiene que precisarse qué comisión delegada ha de intervenir preceptivamente, que sin duda habrá de ser la de asuntos económicos.

* El artículo 17.3 cita por primera vez el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por lo que debe emplearse el título completo: Real Decreto 2017/1997, 26 diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

* Tanto en el título como en el contenido de la disposición adicional séptima se alude a la "Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia", en lugar de a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

* Conforme a la disposición adicional undécima, "los comercializadores de referencia declararan al organismo encargado de la liquidación...". El verbo ha de ser correctamente acentuado.

* El apartado 4 de la disposición transitoria primera contempla las consecuencias sancionadoras derivadas del incumplimiento por parte de los comercializadores de referencia del plazo máximo de adaptación al reglamento, el cual se fija en un mes. Como ha sido puesto de manifiesto en los antecedentes, dicho plazo fue ampliado al 1 de junio de 2014 a raíz de las observaciones formuladas en el seno del Consejo Consultivo de Electricidad, por lo que debe adecuarse a tal ampliación la redacción del apartado indicado.

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

Que, cuando haya tenido lugar la entrada en vigor de la reforma del artículo 17.2 a) de la Ley 24/2013, de 26 diciembre, del Sector Eléctrico, en los términos contemplados en el cuerpo de este dictamen, y una vez consideradas las observaciones que en él se formulan, puede V. E. elevar al Consejo de Ministros para su aprobación el proyecto de Real Decreto por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y su régimen jurídico de contratación."

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

Madrid, 20 de marzo de 2014

LA SECRETARIA GENERAL,

EL PRESIDENTE,

EXCMO. SR. MINISTRO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO.