Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

La Comisión Permanente del Consejo de Estado, en sesión celebrada el día 7 de mayo de 2015, , emitió, por unanimidad, el siguiente dictamen: "En cumplimiento de la Orden de V. E. de 16 de abril de 2015, registrada de entrada el mismo día, el Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo al proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

De antecedentes resulta:

Primero.- El proyecto de real decreto

El proyecto de real decreto que se consulta, fechado el 16 de abril de 2015, principia por un índice, al que sigue la parte expositiva. Consta de setenta y ocho artículos, quince disposiciones adicionales, once transitorias, una derogatoria y siete finales. Acompañan al texto dieciséis anexos.

1. El preámbulo, dividido en tres apartados, se inicia recordando en su apartado I el régimen procedente de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, y su desarrollo reglamentario. Dicha legislación "dispuso que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollaran en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (hoy sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares) serían objeto de una reglamentación singular, debido a las especificidades que presentan respecto al sistema peninsular, derivadas de su ubicación territorial y de su carácter aislado".

Esta ley fue objeto de desarrollo en la materia por el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, así como por la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Con esta regulación se adaptaron los principios legales a las peculiaridades de estos sistemas, con el doble objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad, de modo que se realizase al menor coste posible.

Sin embargo, continúa el apartado II, "la falta de convergencia entre los ingresos y los costes de las actividades con retribución regulada en el sector eléctrico durante los últimos diez años ha generado una deuda creciente del sistema eléctrico".

En este apartado del preámbulo se hace repaso de las medidas normativas adoptadas con el fin de afrontar dicha situación, en particular en lo que atañe a la evolución de la compensación por la actividad de generación en los territorios no peninsulares. Tales medidas, que partieron de las propuestas formuladas por la Comisión Nacional de Energía en el informe sobre el sector energético español de 7 de marzo de 2012, se plasmaron en las siguientes disposiciones:

- El Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista. En él se establecieron los criterios para determinar la retribución de la generación en régimen ordinario en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, al tiempo que se encomendaba al Gobierno la revisión del modelo retributivo de costes fijos y variables de las centrales de generación en estos sistemas eléctricos teniendo en cuenta dichos criterios.

- El Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, que fijó el 1 de enero de 2012 como fecha de aplicación de las revisiones normativas del modelo retributivo de las centrales de producción en estos sistemas. También se adelantaron algunas de las modificaciones del modelo retributivo, incorporando las propuestas recogidas en el aludido informe de la Comisión Nacional de Energía relativas a la eliminación de la retribución de los gastos de naturaleza recurrente y a la revisión de la tasa de retribución financiera.

- La Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Mediante esta norma se da respuesta a las carencias que amenazaban la seguridad de suministro y dificultaban la reducción de los costes de las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica.

- Finalmente, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, que deroga la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y establece los mecanismos que deberán ser desarrollados en la reglamentación singular de dichos territorios no peninsulares. Se presta especial atención a la retribución de la actividad de producción en estos sistemas eléctricos, en el que se considerarán los costes necesarios para realizar la actividad por una empresa eficiente y bien gestionada. El concepto retributivo adicional tomará en consideración exclusivamente los extracostes específicos de estos sistemas eléctricos asociados a su ubicación territorial y, en su caso, a su carácter aislado, de modo que permita la obtención de una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo. Por último, en el apartado III de la parte expositiva se aborda el contenido de la disposición proyectada, mediante la que se da cumplimiento al mandato establecido en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, a partir de los criterios fijados en esta norma y en el posterior Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, y se desarrollan determinados aspectos de las Leyes 17/2013, de 29 de octubre, y 24/2013, de 26 de diciembre. Para ello, se parte de la distinción, necesaria en los sistemas eléctricos aislados dada su especial vulnerabilidad, entre instalaciones de producción gestionables y no gestionables, de la que depende el régimen económico aplicable.

Entre las cuestiones que son objeto de mención en este apartado, se encuentran: el régimen administrativo de las instalaciones de producción de energía eléctrica en estos territorios; los cauces para el reconocimiento de los parámetros técnicos y económicos de las centrales; la obligación del operador del sistema de realizar informes periódicos sobre los niveles de cobertura; el procedimiento administrativo para la concesión de la resolución de compatibilidad, partiendo de la celebración de concursos cuando sea necesaria la instalación de nueva potencia; el régimen de las instalaciones de bombeo, particularmente cuando tienen por finalidad la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables en los sistemas eléctricos aislados; la metodología para el cálculo del régimen retributivo adicional, comprensiva de una retribución por coste fijo con una tasa de retribución similar a la del resto de actividades de retribución regulada, y una retribución por coste variable de generación; así como la fijación de periodos regulatorios de seis años de duración para la revisión de la retribución por costes fijos y la tasa de retribución.

La "principal novedad" prevista en el real decreto proyectado radica en el cambio de enfoque dado al régimen retributivo adicional de la actividad de generación en estos sistemas, "pasando de un modelo basado en el reconocimiento de los costes incurridos para el ejercicio de la actividad, a un modelo que prime la eficiencia tecnológica y de gestión e incentive la mejora continua de las instalaciones. Así, se establecen mecanismos para incentivar el mantenimiento de las centrales, la renovación de las centrales menos eficientes, bien mediante nuevas inversiones o bien siendo desplazadas por centrales nuevas, todo ello dentro un marco que tiene como finalidad retribuir de forma homogénea las actividades con retribución regulada y en el que el concepto retributivo adicional en estos territorios establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, tenga en consideración exclusivamente los extracostes específicos de estos sistemas asociados a su carácter aislado y a su no peninsularidad".

En relación con el precio de los combustibles, que constituye "una de las partidas más importantes de la retribución por costes variables de las centrales", se opta por un mecanismo de subastas, con el objetivo de permitir el suministro de combustibles a todos los sujetos productores que quieran instalarse en los sistemas no peninsulares a un precio competitivo.

Por otro lado, de acuerdo con la experiencia adquirida desde su entrada en vigor, se alude a la necesidad de modificar la disposición transitoria octava del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

En el plano procedimental se hace referencia a la intervención de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, cuyo informe ha ido precedido de la consulta al Consejo Consultivo de Electricidad, a través del cual se ha evacuado el trámite de audiencia. El real decreto ha sido informado por las Comunidades Autónomas de Canarias y las Illes Balears y las Ciudades de Ceuta y Melilla en cuanto que forman parte de dicho órgano consultivo. La norma se eleva al Consejo de Ministros a propuesta del Ministro de Industria, Energía y Turismo, con la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas.

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

El Título I ("Disposiciones generales") comienza con la descripción del objeto del reglamento, que comprende la regulación de la actividad de producción de energía eléctrica en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares (SENP), la regulación del régimen jurídico y económico de las instalaciones de bombeo cuya finalidad principal sea la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables en tales sistemas, y la regulación de la gestión económica y técnica de cada uno de los sistemas eléctricos de dichos territorios (artículo 1).

El artículo 2 delimita el ámbito de aplicación del real decreto por referencia a dos tipos de instalaciones: a) Instalaciones tipo A, dentro de las cuales se incluyen las instalaciones de generación hidroeléctricas no fluyentes y térmicas que utilicen como fuentes de energía carbón, hidrocarburos, biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica, así como las instalaciones de cogeneración de potencia superior a 15 MW; y b) Instalaciones tipo B, que se identifican con las instalaciones de generación no incluidas en la categoría anterior que utilicen fuentes de energía renovables y las instalaciones de cogeneración de potencia inferior o igual a 15 MW.

En el artículo 3 se definen los sistemas eléctricos aislados existentes en la actualidad en cada uno de los cuatro territorios no peninsulares (Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla). La aplicación de las especificidades deberá revisarse en los supuestos de integración de estos sistemas en el sistema eléctrico peninsular. A este respecto, se contempla que tanto la modificación de la composición de los sistemas eléctricos aislados como la integración de un sistema eléctrico en el sistema peninsular, serán declaradas por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, en este último caso previo informe de los operadores del sistema y del mercado.

En relación a la planificación (artículo 4), la estimación de la potencia que debe ser instalada para cubrir la demanda prevista ha de ser aquella que proporcione un valor mensual de probabilidad de déficit de cobertura de menos de un día en diez años.

El Título II ("Organización y funcionamiento de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares") comprende los artículos 5 a 8, que se distribuyen en dos capítulos. El primero de ellos (artículo 5) está dedicado al despacho de producción existente en cada uno de los sistemas eléctricos aislados de los territorios no peninsulares, en el que participan todas las instalaciones de producción, los comercializadores y los consumidores directos que operen en estos sistemas, o en su caso, sus representantes. El segundo (artículos 6 a 8) regula el régimen económico de las instalaciones de producción de electricidad:

a) Las instalaciones tipo A podrán percibir el régimen retributivo adicional regulado en este real decreto. b) Las instalaciones tipo B que tengan reconocido un régimen retributivo específico percibirán conceptos análogos a los que perciben estas instalaciones en el sistema peninsular, esto es: el precio horario de venta de energía en cada sistema aislado definido en este real decreto -análogo a la retribución correspondiente a la participación en el mercado de producción en la península-; el régimen retributivo específico establecido en el Título IV del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos; y en su caso, las contraprestaciones económicas que se establezcan por su participación en los servicios de ajuste. c) Las centrales que se instalen en los SENP y a las que no se les haya reconocido la retribución adicional o régimen retributivo específico obtendrán por su energía despachada el precio horario de venta de la energía en cada sistema aislado. Asimismo, percibirán dicho precio aquellas instalaciones que no tengan derecho a la percepción del régimen retributivo adicional o específico por haber superado su vida útil regulatoria o por haberle sido revocado dicho derecho.

El Título III ("Régimen administrativo de la actividad de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares") abarca los artículos 9 a 17. Como punto de partida, se enumeran las competencias administrativas que corresponden a la Administración General del Estado (artículo 9), considerando la dualidad normativa que afecta a estas instalaciones, que se plasma en un régimen administrativo a los efectos de las autorizaciones exigibles a las instalaciones para su puesta en funcionamiento, modificación, cierre, etc., por una parte, y en otro régimen diferente a los efectos de la retribución de sus actividades productivas, por otra. Para lo primero pueden resultar competentes las Comunidades Autónomas o la Administración General del Estado, en función de las características de la instalación, mientras que para lo segundo ostenta en exclusiva la competencia la Administración General del Estado.

Tras relacionar el artículo 10 los procedimientos administrativos aplicables a todas las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del real decreto, con independencia del régimen económico aplicable, los artículos 11, 12 y 13 desarrollan el régimen para el reconocimiento de los parámetros técnicos, económicos y de las mezclas de combustibles de las centrales que afectan a la correcta gestión del despacho de generación. Estos parámetros deberán ser aprobados por el Director General de Política Energética y Minas y su modificación requerirá la realización previa de las pruebas correspondientes y la aprobación por resolución del mismo órgano directivo. Los artículos comprendidos entre el 14 y el 17, relativos al registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, recogen las particularidades procedimentales aplicables a estas instalaciones respecto a las que se instalen en la península, teniendo en cuenta las especificidades de estos sistemas y la existencia de un despacho de producción. El último de estos preceptos se refiere, en concreto, a la cancelación de la inscripción definitiva en dicho registro, previendo el cauce y las causas.

El Título IV ("Régimen retributivo adicional para las instalaciones tipo A"), dividido en cuatro capítulos, es el más extenso.

En el Capítulo I ("Definición del régimen retributivo adicional") se establecen las bases de este régimen. De acuerdo con el artículo 18, con carácter general, el régimen retributivo adicional de cada grupo generador aplicable a las instalaciones tipo A estará compuesto por la suma de la retribución por costes variables de generación y la retribución por costes fijos. El régimen retributivo adicional de las centrales adjudicatarias de un concurso de nueva capacidad será el que resulte de dicho concurso. Ahora bien, también pueden tener acceso a dicho régimen:

i) las inversiones adicionales, entendiendo como tales las inversiones por renovación o modificación de una central en explotación, así como aquellas que se realicen para mejorar el rendimiento de las centrales inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica (artículo 19); y ii) las instalaciones cuya vida útil regulatoria haya finalizado y a las que se les haya otorgado nuevamente un régimen retributivo adicional, que estará basado, bien en el de las inversiones adicionales cuando estas existan, bien, en caso contrario, en tres premisas: una vida útil regulatoria de cinco años, una anualidad de la retribución fija compuesta exclusivamente del término de la retribución por costes fijos de operación y mantenimiento y una retribución por costes variables de generación resultante de aplicar el Capítulo III (artículo 20).

El artículo 21 regula el establecimiento de los parámetros técnicos y económicos para el cálculo del régimen retributivo adicional en cada periodo regulatorio. Sin perjuicio de lo establecido para el primer periodo regulatorio en la disposición adicional primera, los periodos regulatorios tendrán una duración de seis años. La revisión de estos parámetros técnicos y económicos se realizará antes del inicio de cada periodo regulatorio por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos.

El Capítulo II del Título IV ("Determinación de la retribución por costes fijos") está integrado por los artículos 22 a 30.

Dicha retribución se define como el mínimo de los siguientes conceptos: la anualidad de la retribución fija del grupo i en el año n, que se calcula anualmente para cada instalación teniendo en cuenta la retribución por amortización y la retribución financiera de la inversión, así como la retribución por operación y mantenimiento fijos; y el sumatorio en todas las horas del año de la potencia disponible por la retribución por coste horario fijo en el año n del grupo i. La definición de los distintos conceptos que permiten el cálculo de dicha retribución por costes fijos, como la amortización de la inversión, el valor de la inversión reconocida o la operación y mantenimiento fijos, incluye una mención específica a la tasa de retribución financiera y su revisión. La tasa financiera de retribución se corresponderá con el valor de las obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario de valores más un diferencial, para cuya fijación el Ministro de Industria, Energía y Turismo elevará al Consejo de Ministros un anteproyecto de ley antes del 1 de enero del último año del período regulatorio correspondiente. Finalmente, el artículo 30 tiene por objeto las órdenes de arranque que el operador del sistema podrá dirigir a centrales que presenten un índice de funcionamiento reducido para comprobar su correcto funcionamiento.

Por su parte, el Capítulo III ("Metodología de determinación de la retribución por costes variables"), integrado por los artículos 31 al 42, se centra en la determinación de la retribución por costes variables de generación. Esta retribución estará compuesta por la suma de los siguientes componentes:

a) La retribución por combustible, que a su vez se desglosa en cuatro conceptos: la retribución por costes variables de funcionamiento, la retribución por costes de arranque asociados al combustible, la retribución por costes de banda de regulación y el factor de corrección por factura de combustible. b) La retribución por costes variables de operación y mantenimiento. c) La retribución por costes de los derechos de emisión.

Se formulan las ecuaciones que permiten el cálculo de los diferentes componentes. Entre ellos, el artículo 34 determina la retribución por costes variables de operación y mantenimiento, concepto en el que se incluyen el pago de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica de acuerdo con la normativa en vigor, los pagos para la financiación del operador del sistema y del mercado y los tributos derivados de la aplicación de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética.

Los artículos 40 a 42 se centran en la determinación de los precios de los combustibles y demás aspectos relacionados. Destaca la introducción de un mecanismo de subastas para el suministro de combustible a todos los sujetos productores que quieran instalarse en los territorios no peninsulares, mecanismo que habrá de ajustarse a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación. En estos preceptos se regulan los requisitos que deberán observarse durante la subasta, el modo de proceder en caso de que quede desierta y los supuestos en los que se exceptúa la celebración de la subasta.

El Capítulo IV ("Procedimientos relativos al otorgamiento y revocación del régimen retributivo adicional") se divide en cinco secciones:

- La primera sección (artículos 43 a 45) prevé el otorgamiento del régimen retributivo adicional mediante procedimientos de concurrencia competitiva, a cuya convocatoria se procederá cuando sea necesaria la instalación de nueva potencia para cubrir un déficit de potencia a largo plazo. A estos efectos, se regulan dos tipos de informes cuya elaboración está encomendada al operador del sistema: el informe anual de cobertura de la demanda, que abarcará un horizonte temporal de cinco años, y el informe de riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo.

- La segunda sección (artículos 46 a 54) desarrolla el procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad. Esta regulación comprende los diferentes trámites, desde la convocatoria por la Secretaría de Estado de Energía a raíz del informe anual de cobertura, hasta su resolución por la Dirección General de Política Energética y Minas, pasando por los requisitos de presentación de solicitudes y los diferentes informes que han de ser evacuados por parte del operador del sistema, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y las Comunidades Autónomas o Ciudades de Ceuta y Melilla.

El artículo 50 regula el objeto, cuantía y modalidad de las garantías que deberán prestarse junto con la solicitud de resolución favorable de compatibilidad, así como los supuestos en que procederá su ejecución o cancelación.

En cuanto a los criterios para la determinación de las instalaciones a las que procede el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad, si la suma de potencia de las instalaciones térmicas es superior a la potencia térmica prevista adicional aprobada y esa potencia adicional no reduce los costes del sistema, se podrá otorgar resolución favorable de compatibilidad únicamente para dicho valor de potencia adicional aprobada. Para ello, se seleccionarán las instalaciones atendiendo a la minimización a largo plazo de los costes del sistema eléctrico puestos de manifiesto en el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al fomento de la eficiencia técnica en la operación del mismo reflejado en el informe del operador del sistema.

Esta sección termina con la descripción del contenido de la resolución favorable de compatibilidad y de sus efectos y con la enumeración de las particularidades aplicables en los casos en los que este régimen retributivo sea otorgado por inversiones adicionales o una vez finalizada la vida útil regulatoria de la instalación beneficiaria.

- La sección tercera (artículo 55) habilita al Ministro de Industria, Energía y Turismo para establecer concursos para la instalación de nueva potencia adicional de producción tipo A en un sistema eléctrico aislado que, aun superando la potencia prevista adicional, reduzca los costes de generación en dicho sistema.

- La cuarta sección (artículo 56) está dedicada a las particularidades del procedimiento de otorgamiento del régimen retributivo adicional a las instalaciones de bombeo derivadas de un procedimiento de concurrencia competitiva.

- La sección quinta (artículos 57 y 58) regula, por una parte, el reconocimiento del régimen retributivo adicional por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, una vez acreditado por el titular de la instalación el cumplimiento de las condiciones exigidas, como presupuesto necesario para el inicio del abono de tal retribución; por otra parte, contempla la revocación del derecho a la percepción de la misma, que se producirá a instancia del interesado o de oficio, previa instrucción de un procedimiento que garantizará, en todo caso, la audiencia al interesado.

El Título V ("Adopción de medidas temporales y extraordinarias para garantizar la seguridad del suministro") consta de un solo precepto. En el artículo 59 se desarrolla el supuesto en el que el operador del sistema pone de manifiesto riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo, ante lo que la Comunidad Autónoma o Ciudad afectada deberá solicitar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo el reconocimiento de las repercusiones económicas para la adopción de medidas para la garantía del suministro, con carácter previo a su adopción. Dicho precepto establece los trámites que ha de seguir la intervención ministerial.

El Título VI ("Procedimiento de despacho y liquidación de la generación") está integrado por los artículos 60 a 72.

De acuerdo con el artículo 60, en cada uno de los sistemas aislados existirá un despacho por costes variables en el que participarán las instalaciones de producción para cubrir la demanda. El despacho de unidades de producción se gestionará por el operador del sistema según un orden de mérito económico de los costes variables de despacho de los grupos. De ahí que los artículos 61 y siguientes definan los costes variables de generación a efectos de despacho, que no son plenamente coincidentes con los previstos a efectos de la retribución adicional. También destaca la existencia de dos indicadores (el indicador de eficiencia en la gestión del despacho y el indicador de calidad de servicio), que afectan al operador del sistema, de forma positiva o negativa, en función de la eficiencia y calidad en la gestión del despacho. En el citado artículo 61 se consagra la prioridad de despacho por remisión al artículo 26.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, de modo que la energía eléctrica procedente de instalaciones que utilicen fuentes de energía renovable y, tras ellas, la de las instalaciones de cogeneración de alta eficiencia, tendrán prioridad de despacho a igualdad de condiciones económicas en el mercado, sin perjuicio de los requisitos relativos al mantenimiento de la fiabilidad y la seguridad del sistema. Tras regularse las funciones del operador del sistema respecto del despacho de producción (artículo 67) y la información que debe serle facilitada a dicho operador a estos efectos (artículo 68), el artículo 69 aborda el procedimiento para dicho despacho, que incluye: un primer despacho, realizado con criterio exclusivamente económico; un segundo despacho, con criterio económico y de seguridad; y un tercer despacho, teniendo en cuenta las posibles restricciones impuestas por la red de transporte.

El artículo 70 remite el cálculo del precio de adquisición de la demanda al anexo I, mientras que el artículo 71 desarrolla el precio final horario de generación y el extracoste de los SENP, definido como la diferencia entre, por una parte, los costes de generación de las centrales en estos sistemas y los costes de los servicios de ajuste y, por otra, los ingresos procedentes del despacho y derivados de la adquisición de energía por los comercializadores y consumidores directos, descontados los conceptos con destino específico.

El Título VI detalla, en último término, el procedimiento de liquidaciones (artículo 72). Con arreglo a este precepto, el operador del sistema liquidará a partir de los ingresos obtenidos en el despacho a los grupos generadores que no tengan reconocido régimen retributivo adicional ni específico al precio horario de venta de la energía en el correspondiente sistema aislado, tras lo que liquidará el remanente entre las instalaciones de producción con alguno de dichos regímenes proporcionalmente a su energía generada. Los extracostes serán financiados en un 50% con cargo a los Presupuestos Generales del Estado y en otro 50% con cargo al sistema eléctrico.

Finalmente, el Título VII ("Régimen económico y administrativo de las instalaciones de bombeo asignadas al operador del sistema en los territorios no peninsulares"), que abarca los artículos 73 a 78, parte de la consideración a todos los efectos de dichas instalaciones como activos pertenecientes a la actividad de operación del sistema, por lo que no se inscribirán en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y a su producción no le serán de aplicación los peajes de generación. La asignación de la titularidad de tales instalaciones al operador del sistema ha de seguir el procedimiento descrito en el artículo 74, que concluye mediante declaración del Consejo de Ministros de la necesidad de instalar bombeos en los términos del artículo 5 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre. La energía correspondiente a estas instalaciones se integrará como un servicio de ajuste por garantía de suministro y seguridad en cada sistema y será retribuida, previa solicitud del operador del sistema acompañada de la auditoría sobre la inversión realizada, a través del régimen adicional.

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

- La disposición adicional primera, de acuerdo con lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece que el primer periodo regulatorio se iniciará a la entrada en vigor del presente real decreto y finalizará el 31 de diciembre de 2019. La tasa de retribución financiera aplicable a todas las instalaciones tipo A que tengan retribución por inversión durante el primer periodo regulatorio será de 650,3 puntos básicos (correspondiente al rendimiento de las obligaciones del Estado a diez años más 200 puntos).

- Las disposiciones adicionales segunda a cuarta establecen los métodos de cálculo de distintos elementos del régimen retributivo adicional durante el primer periodo regulatorio: los valores unitarios de inversión (disposición adicional segunda), los valores unitarios de la anualidad de los costes de operación y mantenimiento fijos (disposición adicional tercera) y la retribución por costes variables (disposición adicional cuarta).

- La disposición adicional quinta desarrolla el método para determinar los costes de generación a efectos de liquidación en el periodo de tiempo comprendido desde el 1 de enero de 2012 hasta la entrada en vigor del real decreto. Para ello, se toma como punto de partida la metodología establecida en el Capítulo III del Título IV con diversas precisiones.

- Las disposiciones adicionales sexta y séptima contienen una serie de mandatos dirigidos a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al operador del sistema, respectivamente. - De acuerdo con la disposición adicional octava, los titulares de instalaciones de producción que, habiendo finalizado su vida útil regulatoria a la entrada en vigor de este real decreto, continúen en explotación, deberán solicitar a la Dirección General de Política Energética y Minas que se les otorgue nuevamente el régimen retributivo adicional en el plazo de dos meses desde la publicación de la primera resolución del Secretario de Estado de Energía por la que se efectúe la convocatoria para el otorgamiento de resolución favorable de compatibilidad. Aquellas instalaciones que no soliciten dicha prórroga perderán el derecho al régimen retributivo adicional.

- En virtud de la disposición adicional novena, aquellas instalaciones que por sus características singulares no puedan incluirse dentro de ninguna de las tecnologías definidas en el artículo 2 y tuvieran concedido un régimen retributivo particular, mantendrán su régimen retributivo aprobado a la entrada en vigor de este proyecto hasta el final de su vida útil regulatoria. Asimismo, se prevé que aquellas instalaciones tipo A que con anterioridad a la entrada en vigor del real decreto tuvieran derecho a la percepción del régimen retributivo específico, continuarán percibiéndolo y siendo operadas como si se tratara de instalaciones tipo B. El valor de la inversión reconocida, la vida útil regulatoria y la amortización acumulada de los grupos en funcionamiento a la entrada en vigor del presente real decreto serán los que tuvieran reconocidos estas instalaciones en sus respectivas disposiciones en aplicación de la normativa vigente hasta la fecha.

-La disposición adicional décima establece que toda la información que deba enviarse al Ministerio de Industria, Energía y Turismo de acuerdo con lo establecido en este real decreto, se remitirá en formato electrónico que permita el tratamiento de los datos en hoja de cálculo.

-La disposición adicional undécima prevé los conceptos que percibirán las instalaciones de generación de energía eléctrica con régimen retributivo primado otorgado con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, así como aquellas a las que les sea otorgado el régimen retributivo específico al amparo de la disposición adicional cuarta del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

- La disposición adicional duodécima establece la obligación de realizar por vía electrónica las comunicaciones y notificaciones relativas al conjunto de procedimientos administrativos regulados en la normativa sectorial que se enumeran, conforme a lo previsto en el artículo 27.6 de la Ley 11/2007, de 22 de junio, de acceso electrónico de los ciudadanos a los Servicios Públicos.

- En la disposición adicional decimotercera se regula la resolución de la primera convocatoria del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares. Para ello, se distingue en función de si el informe anual de cobertura pone o no de manifiesto la existencia de un déficit de potencia o un riesgo de falta de cobertura en el largo plazo, y se prescribe el tratamiento que deben recibir las solicitudes de las instalaciones, en atención a su estado de tramitación el 1 de marzo de 2013, de acuerdo con la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre.

- Los criterios para la realización de auditorías de los grupos de generación en los SENP son fijados en la disposición adicional decimocuarta.

- La disposición adicional decimoquinta establece un plazo para que el operador del sistema calcule la retribución por costes de generación resultantes de la aplicación de la metodología y parámetros establecidos en el presente real decreto, encomendándose a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia que integre los cambios que resulten en la liquidación del ejercicio 2014.

- Con arreglo a la disposición transitoria primera, hasta que surta efectos la resolución de compatibilidad a que se refiere la disposición adicional decimotercera sobre las instalaciones de producción que, habiendo finalizado su vida útil regulatoria a la entrada en vigor de este real decreto, continúen en funcionamiento, sus titulares percibirán la retribución por costes variables de generación y la retribución por operación y mantenimiento fijos definida en el Título IV de este real decreto.

- La disposición transitoria segunda impone a los titulares de las instalaciones de producción en los SENP la obligación de remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas la mezcla de combustible habitual utilizada en cada uno de sus grupos, tanto en estado de marcha normal como en los arranques, para su aprobación. Asimismo, establece de manera transitoria y en tanto no se autoricen las mezclas de combustible habitual por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, que se utilice el combustible principal del grupo a efectos de despacho y la mezcla real de consumo, previa inspección, a efectos de liquidación, tal y como se venía realizando hasta la fecha.

- La disposición transitoria tercera regula la metodología para la determinación del precio de cada uno de los combustibles fósiles utilizados hasta la aprobación de la orden definida en el artículo 40.5. El precio del combustible se calculará como la suma del precio del producto definido en esta disposición y la retribución por costes de logística total establecidos en el anexo XII, a excepción del gas natural, cuyo precio de combustible se calculará de acuerdo con el método establecido en la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

- La disposición transitoria cuarta determina los parámetros técnicos de despacho en las centrales inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica.

- La disposición transitoria quinta contempla el régimen transitorio para determinadas instalaciones de producción tipo A.

- La disposición transitoria sexta fija los valores del precio de combustible en el despacho de producción a partir de la entrada en vigor del real decreto, de acuerdo con la disposición transitoria tercera.

- La disposición transitoria séptima establece el procedimiento para la realización de las pruebas de potencia (por remisión al anexo XV) hasta que se apruebe la normativa específica.

- De acuerdo con la disposición transitoria octava, en tanto no se establezca la metodología para obtener el precio de la energía a considerar en la fijación del precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC) en los territorios no peninsulares, el precio de la energía que se tome para fijar el PVPC será el mismo que el fijado para la península y los comercializadores de referencia en estos territorios adquirirán la energía para sus consumidores acogidos al PVPC al precio horario final peninsular.

- La disposición transitoria novena determina cómo se calcularán los regímenes retributivos que hayan sido solicitados con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto.

- En virtud de la disposición transitoria décima, hasta que se definan los parámetros técnicos de liquidación de las turbinas de gas que comparten alternador, se utilizarán los parámetros de liquidación que le corresponda a cada grupo por separado.

- La disposición transitoria undécima establece que en los procedimientos administrativos indicados en la disposición adicional duodécima que se hayan iniciado con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto se finalizará su tramitación utilizando los medios anteriores a la aprobación de esta disposición adicional.

- La disposición derogatoria única afecta expresamente al Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

- La disposición final primera establece las correspondencias entre la clasificación de tecnologías y tamaños utilizada en la normativa en vigor y la utilizada en la norma proyectada.

- La disposición final segunda autoriza al Ministro de Industria, Energía y Turismo para dictar las disposiciones necesarias para el desarrollo y aplicación de lo establecido en esta norma y para modificar - mediante orden- sus anexos. Además, las determinaciones incluidas en normas reglamentarias objeto de modificación en este real decreto podrán ser modificadas por normas del rango reglamentario correspondiente a la norma en que figuran.

- La disposición final tercera modifica varios apartados del artículo 2 de la Orden ITC/1559/2010, de 11 de junio, por la que se regulan diferentes aspectos de la normativa de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

- La disposición final cuarta determina el método de cálculo del coste de producción horario en los territorios no peninsulares que debe considerarse en la fijación del PVPC.

- La disposición final quinta reforma la disposición transitoria octava del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, en lo relativo al plazo de devolución de cantidades como consecuencia de las liquidaciones que deban realizar las instalaciones sujetas a esta norma reglamentaria, de acuerdo a lo dispuesto en la disposición transitoria tercera.2 del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.

- La disposición final sexta invoca como título competencial al amparo del cual se dicta la norma el artículo 149.1.13ª y 25ª de la Constitución, que atribuyen 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 entrada en vigor se producirá el día 1 del mes siguiente al de la publicación de la norma en el BOE, de acuerdo con la disposición final séptima.

4. El proyecto incorpora dieciséis anexos, cuyos títulos se reproducen a continuación:

o Anexo I: "Determinación del precio de adquisición de la demanda y del precio de venta de la energía en el despacho de producción". o Anexo II: "Aprobación de los parámetros técnicos y económicos para la inscripción definitiva". o Anexo III: "Revisión de parámetros técnicos y económicos de despacho y de liquidación". o Anexo IV: "Particularidades de la retribución de las inversiones adicionales". o Anexo V: "Factores de estacionalidad y horas anuales de funcionamiento estándar". o Anexo VI: "Combustibles". o Anexo VII: "Informes". o Anexo VIII: "Procedimiento para el otorgamiento de la resolución de compatibilidad". o Anexo IX: "Indicador de Eficiencia en la gestión del despacho y de la calidad". o Anexo X: "Procedimiento de despacho de la generación". o Anexo XI: "Valor de la inversión reconocido de las instalaciones tipo A". o Anexo XII: "Parámetros técnicos y económicos de la retribución para el primer periodo regulatorio". o Anexo XIII: "Parámetros técnicos y económicos de despacho". o Anexo XIV: "Parámetros a aplicar para el cálculo de la retribución desde el 1 de enero de 2012 hasta la entrada en vigor del real decreto". o Anexo XV: "Potencia bruta y neta de las instalaciones de generación". o Anexo XVI: "Liquidación de la energía en el despacho de producción".

Segundo.- Contenido del expediente remitido

Se adjunta al proyecto de disposición el expediente instruido para su elaboración, en el que constan:

a.- Versiones anteriores del proyecto

Una primera versión del proyecto fue remitida el 18 de julio de 2013 por la Secretaría de Estado de Energía para informe de la Comisión Nacional de Energía y audiencia ante el Consejo Consultivo de Electricidad. Este trámite se repitió, si bien dirigido ya a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en el mes de julio de 2014. Una nueva versión del texto, fechada el 15 de enero de 2015, se envió a la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo para su tramitación.

Cada una de las versiones mencionadas iba acompañada de su respectiva memoria del análisis de impacto normativo.

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

El 18 de julio de 2013 tuvo entrada en la Comisión Nacional de Energía (CNE) un primer borrador del proyecto. La CNE emitió el informe 21/2013, de 10 de septiembre, en el que se tomaron en consideración las alegaciones vertidas en el trámite de audiencia celebrado en el seno del Consejo Consultivo de Electricidad, en el que participaron, entre otros, las Comunidades Autónomas de Canarias e Islles Balears, formulando observaciones al contenido del proyecto.

En este informe se expresaba, en primer lugar, que, dada la urgencia con la que había sido planteada la consulta, "coincidente en el tiempo con un anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico y varios reales decretos y órdenes", no se garantizaba la participación efectiva de los distintos agentes involucrados. A ello se añadía la existencia de "cierto grado de incertidumbre" acerca de la normativa objeto de desarrollo reglamentario, teniendo en cuenta tanto la tramitación parlamentaria del entonces proyecto de Ley para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (actual Ley 17/2013, de 29 de octubre), como la tramitación administrativa del anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico (hoy Ley 24/2013, de 26 de diciembre).

Dicho esto, las consideraciones generales del informe de la CNE comenzaban con una reflexión sobre el grado de envejecimiento del parque generador en los SENP, que estaba basado fundamentalmente en hidrocarburos líquidos y cuya edad media era "relativamente elevada". En este sentido, a pesar de las inversiones realizadas en los últimos años por ENDESA, empresa titular de "prácticamente la totalidad de los grupos términos" instalados en dichos sistemas (con las excepciones de la planta de cogeneración asociada a la refinería de CEPSA en Tenerife y una gran planta de residuos en Mallorca), se consideraba "llamativo el elevado grado de obsolescencia del parque de generación, sobre todo en Canarias, donde el 41% de la potencia efectiva disponible tiene más de veinte años". En este contexto, a pesar de la viabilidad competitiva de la generación renovable frente a la térmica fósil y de la abundancia de los recursos naturales, la penetración de generación renovable en el mix actual de los SENP era reducida, muy inferior a la de la península. Por lo tanto, se hacía necesario atraer nuevas inversiones, fomentando especialmente la producción a partir de energías renovables, incluidas las no gestionables, ya que ello podría reducir los costes de la explotación de estos sistemas, favorecer la entrada de nuevos agentes y paliar el envejecimiento del parque de generación.

También merecían un comentario las nuevas funciones que el proyecto otorgaba al operador del sistema, toda vez que varias de ellas podrían dar lugar a un conflicto de intereses.

Por otro lado, se recomendaba incorporar al proyecto diversos aspectos con el fin de minimizar los sobrecostes de generación en estos territorios, entre ellos: la planificación de nuevas infraestructuras con un doble alcance, la armonización de la planificación eléctrica y gasista y el establecimiento de mecanismos para promover la conexión de nueva generación convencional y renovable; la integración del sistema Mallorca- Menorca en el mercado ibérico de la electricidad, mediante el aumento de la capacidad comercial del cable entre la península y dicho sistema; la introducción de mejoras en el despacho de energía para fomentar la transparencia y atraer a nuevos operadores; y el establecimiento de incentivos económicos, tanto positivos como negativos, al operador del sistema. Estos planteamientos generales se concretaban en numerosas observaciones al articulado del texto informado.

Según se hacía constar en la memoria del análisis de impacto normativo, tras el análisis de dicho informe y de las alegaciones presentadas al texto a través del Consejo Consultivo de Electricidad, se introdujeron modificaciones relevantes en la propuesta inicial, lo que aconsejó volver a someter el texto a audiencia de los interesados e informe del organismo supervisor.

Ello dio lugar al informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) de 23 de septiembre de 2014, con una segunda participación del Consejo Consultivo de Electricidad.

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, formularon alegaciones las Comunidades Autónomas de Andalucía, Canarias y País Vasco. Asimismo, formularon observaciones al proyecto "Red Eléctrica de España, S. A." (REE) como operador del sistema, la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), la Asociación Empresarial Eólica (AEE), la Unión por la Biomasa, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (CIDE), la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE), la Federación Empresarial de la Industria Química Española (FEIQUE), la Agrupación de Fabricantes de Cemento de España (OFICEMEN), ENDESA, GAS NATURAL FENOSA, IBERDROLA, Hidroeléctrica del Cantábrico (EDP), ALCOA Inversiones España, SAMPOL Ingeniería y Obras, y ENCE Energía y Celulosa. Presentaron escritos sin observaciones al proyecto la Comunidad Autónoma de Cataluña y REE en su condición de gestor de la red de transporte.

Interesa resaltar que muchas de las alegaciones realizadas en este trámite estaban dedicadas a la incorporación de un nuevo escalón de tensión en los peajes de acceso definidos en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, de forma que el peaje 6.1 quede dividido en un primer escalón de tensiones superiores o iguales a 1 kV e inferior a 30 y otro desde 30 hasta 36 kV. Con posterioridad al trámite de audiencia, la disposición final del proyecto que estaba destinada a la modificación del citado Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, fue eliminada del proyecto ahora informado (e incorporada al proyecto de Real Decreto por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de los déficits de ingresos y los desajustes temporales, sobre el que versó el dictamen nº 1.182/2014, de 11 de diciembre, y que fue después aprobado como Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del sistema eléctrico del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores).

Al margen de esta cuestión, los comentarios referidos a la producción y al despacho de energía en los SENP pueden sintetizarse del siguiente modo:

-Tanto UNEF como APPA solicitaban la reformulación del proyecto, al considerar que no respondía a los objetivos declarados en el preámbulo, toda vez que no contemplaba específicamente la progresiva sustitución de los grupos fósiles existentes en los territorios no peninsulares por tecnologías renovables hasta alcanzar la máxima penetración técnicamente posible de las mismas. -Una cuestión a la que se prestaba especial interés era la atribución de la titularidad de las instalaciones de bombeo al operador del sistema. Para UNEF, estas instalaciones debían estar al servicio de dicho operador, lo que no implicaba necesariamente que tuvieran que ser de su titularidad. A juicio de UNESA, la asignación de tal titularidad era incompatible con la separación de actividades establecida en la legislación del sector eléctrico y la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, que reforzaba las exigencias de separación entre los gestores de la red de transporte y la actividad de generación. En el mismo sentido se pronunció ENDESA. -Esta empresa presentó un extenso escrito de alegaciones, acompañado de dos informes jurídicos que versaban, respectivamente, sobre las siguientes cuestiones: la vulneración de la legislación del sector eléctrico por el no reconocimiento como costes susceptibles de retribución de los impuestos y tributos establecidos en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética (lo que ha sido rectificado en la versión consultada del proyecto); y la disconformidad a Derecho de la aplicación retroactiva a partir del día 1 de enero de 2012 de las modificaciones del régimen retributivo de la actividad de generación en los SENP. A estas observaciones se añadían otras muchas al articulado. -En el escrito de la Comunidad Autónoma de Canarias se consideraba positiva la revisión de la actual regulación proyectada, en la medida en que contribuía, no solamente a reducir el coste actual de la compensación extrapeninsular al conjunto del sistema, sino también a promover la mejora en la eficiencia de las centrales, la introducción de competencia en el sector de generación y la mayor participación de las energías renovables. Varias de las observaciones realizadas en este escrito han sido acogidas, entre ellas: la inclusión de una referencia expresa a la prioridad de despacho de la energía eléctrica procedente de fuentes renovables (también solicitada por AEE) y la mayor participación de la Comunidad Autónoma afectada en los procedimientos para fijar los parámetros económicos y técnicos y para reconocer el régimen retributivo adicional. -ENCE pedía la introducción de la familia tecnológica de la biomasa en la disposición final primera para permitir que pudiera acceder a dicha retribución adicional. -En opinión de SAMPOL, que afirmaba llevar "desde el año 2007 intentando instalar una central eléctrica con motores de fueloil de alto rendimiento" en Fuerteventura, el proyecto no proporcionaba la seguridad necesaria para afrontar una inversión a largo plazo como la que supondría tal instalación. -GAS NATURAL FENOSA y EDP demandaban que los desvíos de las comercializadoras se calcularan considerando todos los territorios no peninsulares, toda vez que, dado el pequeño tamaño de los SENP, los desvíos siempre eran superiores en promedio a los registrados en el mercado peninsular. -El operador del sistema valoraba muy positivamente la introducción de medidas incentivadoras de la disponibilidad efectiva del parque generador y de la eficiencia económica del despacho, así como la incorporación del tratamiento del bombeo como herramienta fundamental en la integración de renovables en los sistemas aislados. Sin perjuicio de ello, proponía diversas mejoras en la redacción del proyecto. -IBERDROLA expresaba su apoyo al procedimiento de subasta para los combustibles fósiles, el cual consideraba que debía ser organizado a partir de las reglas aprobadas por la Dirección General de Política Energética y Minas y supervisado por la CNMC.

En la valoración general contenida en el informe de la CNMC, se expresaba una valoración global favorable, compartiéndose los objetivos perseguidos por el proyecto, que constituía "más una evolución del modelo retributivo vigente que una ruptura con el mismo". Dicho juicio positivo se sustentaba en la acogida que había tenido buena parte de las recomendaciones formuladas en el informe 21/2013 de la CNE, como la promoción de la renovación del envejecido parque de generación no peninsular o la actualización de los parámetros técnicos a partir de pruebas de rendimiento.

No obstante, se identificaban dos "aspectos mejorables":

-En primer lugar, se abordaba el tratamiento dado a las instalaciones de bombeo en los SENP bajo la titularidad del operador del sistema, cuyo carácter se modificaba en el proyecto, al no ser consideradas activos de generación, sino elementos de la operación del sistema. Este tratamiento conllevaba que no fueran inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, lo que no se alcanzaba a comprender, pues sí eran instalaciones generadoras, con independencia de sus particularidades.

Esta reflexión se conectaba con la revisión periódica de la certificación expedida por el organismo supervisor acerca de la consideración de REE como gestor de la red de transporte de electricidad, de acuerdo con la citada Directiva 2009/72/CE, certificación en la que se consideraba acreditada la independencia respecto de las empresas participantes en la actividad de generación. A petición de la Secretaría de Estado de Energía, la CNMC aprobó el 18 de julio de 2014 un informe en el que confirmaba el mantenimiento por parte de REE de los requisitos de separación de actividades establecidos en el artículo 30.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, si bien remitía a un futuro análisis la valoración del impacto que en esta conclusión pudiera tener la asunción por dicha sociedad de la titularidad de los bombeos, cuando llegara a producirse y en atención a las condiciones en que desarrollase esta actividad.

Por último, se sugería la elevación de "los ya de por sí muy elevados estándares de transparencia" exigibles al operador del sistema en los territorios no peninsulares, habida cuenta de que aunaba en ellos los papeles de transportista y operador del sistema con la elaboración del despacho económico, la emisión de informes determinantes de la planificación, así como la titularidad y explotación de instalaciones singulares que condicionarían tanto la forma de operar estos sistemas como la composición de su mix de generación.

-En segundo lugar, se constataba que el proyecto reunía, ampliaba y actualizaba en una sola norma con rango de real decreto el contenido del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y sus dos principales órdenes de desarrollo, introduciendo además nuevos elementos, como la resolución de compatibilidad para obtener el régimen retributivo adicional. Ello tenía la ventaja de ofrecer "una norma prácticamente autocontenida", que incluía gran parte del desarrollo reglamentario necesario para definir las condiciones de la actividad de producción en los SENP. Como contrapartida, el proyecto contaba con una extensión y un grado de detalle tal que era muy posible que, a la hora de implementar alguno de sus aspectos, especialmente los más novedosos, se apreciara la necesidad de acometer modificaciones, para lo que habría que utilizarse un real decreto. Esta situación se consideraba probable en relación con los procedimientos de otorgamiento y revocación del régimen retributivo adicional, dada la regulación "de forma exhaustiva de todos los pormenores", motivo por el cual se planteaba la posibilidad de trasladar esta regulación a un anexo, haciendo posible su modificación por orden ministerial.

El informe de la CNMC formulaba seguidamente varias observaciones al articulado, la parte final y los anexos, la mayoría de las cuales han sido aceptadas.

c.- Documentación relativa al proyecto de Real Decreto por el que se modifican distintas disposiciones del sector eléctrico

En la versión del proyecto posterior al trámite de audiencia e informe de la CNMC se decidió incorporar la modificación de la disposición transitoria octava del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que obraba en el artículo 7 del proyecto de Real Decreto por el que se modifican distintas disposiciones del sector eléctrico.

Como consecuencia de ello, se han unido al presente expediente las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia ante el Consejo Consultivo de Electricidad al citado proyecto y el informe de la CNMC sobre el mismo, fechado el 23 de septiembre de 2014. Las alegaciones y observaciones concernientes a la cuestión trasladada al proyecto ahora consultado han sido tomadas en consideración en este expediente.

d.- 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 15 de abril de 2015.

Este informe comenzaba con el análisis de los antecedentes del proyecto, con mención a los factores principales que justificaban la singularidad de la regulación de los SENP. El primero de ellos era el aislamiento del sistema eléctrico por la inexistencia de interconexiones con el sistema peninsular o con otros sistemas eléctricos, por lo que la seguridad del suministro exigía disponer de una reserva de capacidad muy superior (del orden del 40-70% frente al 10% peninsular). Además, la estructura de costes de las unidades de producción era muy diferente, puesto que en los SENP en torno a un 75% procedían de costes variables (principalmente combustibles), mientras que el 25% restante se correspondía con costes fijos de inversión y de explotación con menores economías de escala. A ello se añadía la prestación del servicio en régimen de monopolio, ya que la reducida dimensión del mercado favorecía la existencia de un número limitado de operadores, que además estaban integrados verticalmente (UNELCO-ENDESA en Canarias, GESA-ENDESA en Baleares y ENDESA GENERACIÓN en Ceuta y Melilla), con el consiguiente desincentivo a la entrada de nuevos operadores.

Seguidamente se examinaba la competencia del Estado para la aprobación de la norma y la adecuación de su rango. Respecto de la tramitación, se consideraba necesario recabar la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas, dada la regulación de procedimientos y registros administrativos. También en este plano debía valorarse la conveniencia de notificar la norma a la Unión Europea antes de su efectiva aplicación, "con el fin de evitar el riesgo impugnatorio que pudiera resultar en el caso de que por parte de la Comisión se estimase que las medidas recogidas en el proyecto son constitutivas de ayudas de Estado". A juicio de la Secretaría General Técnica, las medidas de la norma en tramitación tenían una finalidad compensatoria del extracoste de generación en los SENP y no suponían propiamente, por tanto, "una ventaja o beneficio competitivo", pero se alertaba frente a las consecuencias "más gravosas" que podría conllevar la ausencia de notificación. Por lo demás, esta "no impediría la aprobación de la norma, por más que, en su caso, su efectiva aplicación pudiera quedar finalmente supeditada a un pronunciamiento de la Comisión, en los términos que resultan del ordenamiento comunitario".

Después de describirse la estructura y contenido del proyecto, se emitía "una valoración global favorable", compartiéndose el criterio manifestado por la CNMC. En este sentido, la norma era conforme con el marco jurídico vigente, toda vez que se ajustaba a lo dispuesto en el artículo 10 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Este juicio favorable iba seguido de consideraciones generales sobre dos cuestiones:

* La aducida retroactividad de la norma: en opinión del órgano directivo informante, la norma consultada no resultaba contraria a Derecho por concretar la retribución de las instalaciones desde el 1 de enero de 2012. A este respecto, debía tenerse en cuenta que la aplicación a partir de tal fecha estaba prevista en el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, y que en esta norma y en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, se fijaron los criterios retributivos a los que respondía fundamentalmente la disposición proyectada, lo que impedía objetar dicha decisión temporal de acuerdo con el dictamen del Consejo de Estado nº 1.896/2007 y la Sentencia del Tribunal Supremo de 30 de diciembre de 2013. * La diferenciación entre dos tipos de instalaciones atendiendo al carácter gestionable o no de la producción, en lugar de al origen renovable o no de la fuente de generación de energía eléctrica. Entendía la Secretaría General Técnica que dicho criterio, respaldado por la CNMC, tenía cobertura en la vigente legislación del sector eléctrico.

El informe concluía con unas breves observaciones de carácter particular, incluida la recomendación de "revisar el extenso texto del proyecto de real decreto de referencia para corregir posibles errores o erratas".

e.- Solicitud de aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas

Mediante oficio del Secretario General Técnico del Ministerio de Industria, Energía y Turismo de fecha 15 de abril de 2015, se remitió el proyecto al Ministerio de Hacienda y Administraciones Públicas con el fin de que, si procediera, se emitiese la aprobación previa exigida por el artículo 67.4 de la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado.

f.- Memoria del análisis de impacto normativo

Esta memoria, fechada el 16 de abril de 2015, 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 estratégicos de esta iniciativa, se enumeraban los siguientes:

-Incentivar el mantenimiento de las centrales y la renovación de las centrales menos eficientes a través del establecimiento de un modelo que primase la eficiencia tecnológica y de gestión e incentivase la mejora continua de las instalaciones, abandonando el enfoque basado en el mero reconocimiento de los costes incurridos para el ejercicio de la actividad. -Establecer un marco orientado a la retribución homogénea de las actividades con retribución regulada, en el que el concepto retributivo adicional tuviese en consideración exclusivamente los extracostes específicos de estos sistemas asociados a su carácter aislado. -Prever controles para comprobar la correcta asignación de recursos, a través de la reordenación de los procedimientos administrativos para clarificar el reparto competencial y de la comprobación de la subsistencia de las condiciones determinantes para la percepción de la retribución adicional. -Permitir el acceso de todos los productores al suministro de combustible necesario para el ejercicio de sus funciones a un precio competitivo, estableciéndose a tal fin un mecanismo de subastas ajustado a los principios de concurrencia, transparencia, objetividad y no discriminación. -Modificar el despacho de generación, previéndose incentivos al operador del sistema, con el objetivo de mejorar la eficiencia en la gestión de los sistemas insulares y extrapeninsulares y la detección de los puntos críticos en el suministro de energía con niveles de calidad y seguridad adecuados. -Eliminar las referencias a régimen ordinario y especial, separando las centrales desde un punto de vista técnico en centrales gestionables y no gestionables. -Incorporar señales de precios eficientes al consumidor para hacer factible la modulación de su demanda.

Tanto la descripción del contenido del proyecto como su análisis jurídico ofrecían explicaciones detalladas respecto de cada una de las decisiones reflejadas en el mismo. Respecto de los criterios retributivos para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2012 y la fecha de entrada en vigor, se partía del régimen general aplicable durante el primer periodo, si bien no se establecían los criterios de eficiencia introducidos para el futuro que pretendían la gestión activa de los operadores para reducir el coste de generación, por lo que se preveía la aplicación de las señales económicas para tales operadores desde la vigencia del proyecto. También se aportaban datos económicos explicativos de la situación de partida, en la que los costes de generación de los SENP suponían unos 2.500 millones de euros al año, siendo la partida más significativa la retribución por costes variables (aproximadamente 1.800 millones de euros al año, de los que 1.600 estaban vinculados al coste del combustible).

En cuanto a la tramitación, se hacía constar la aceptación de la mayor parte de las observaciones formuladas por la CNMC, exponiéndose los motivos por los que habían sido rechazadas las restantes.

En el análisis de impactos se afirmaba la adecuación de la norma al orden constitucional de distribución de competencias.

En el plano económico, dada la financiación del extracoste a partes iguales por el sistema eléctrico y los Presupuestos Generales del Estado, se afirmaban tanto el impacto sobre todos los consumidores a través de los peajes de acceso como el impacto presupuestario. A continuación, se examinaban una por una las variaciones resultantes del proyecto en cada uno de los elementos integrantes de las retribuciones por costes fijos y variables. Como consecuencia de tales variaciones, se preveía contraer los costes fijos en 124 millones de euros, pero incrementar los costes variables en 109, lo que arrojaba como resultado una reducción de los costes de generación de 15 millones de euros, pasando de 2.380 a 2.365. Considerando que los ingresos por la venta de energía en el despacho de producción se cifraban en 705 millones de euros, el extracoste de generación (que ascendía a 1.675 millones de euros antes de la reforma) se situaría a raíz de ella en 1.660. En cuanto a los efectos en la competencia en el mercado, se llamaba la atención sobre las restricciones previstas en la Ley 17/2013, de 29 de octubre, a la participación de los operadores con una posición dominante, situación en la que se encontraba el grupo ENDESA, toda vez que la mayor parte de la demanda eléctrica en los SENP se cubría con generación de origen térmico cuya titularidad correspondía a dicho grupo.

Respecto del análisis de las cargas administrativas, se cuantificaban detalladamente las cargas concretas de cada una de las obligaciones de tipo administrativo que imponía el texto proyectado. Se estimaba que el proyecto no conllevaba un aumento significativo de las cargas administrativas para los interesados, por cuanto la mayoría de los procedimientos estaban relacionados con inscripciones registrales previstas en la actualidad.

Finalmente, se descartaba que el texto pudiera conllevar discriminación alguna por razón de género.

Tercero.- Remisión del expediente al Consejo de Estado

En tal estado de tramitación, el expediente tuvo entrada en el Consejo de Estado, haciéndose constar en la orden de remisión la urgencia con la que se solicitaba la emisión del dictamen.

Ya en este Consejo el expediente, fueron recibidas dos solicitudes de audiencia, las cuales fueron concedidas. La única entidad que formuló entonces alegaciones fue ENDESA, que presentó el 24 de abril de 2015 un escrito conforme al cual el proyecto establecía un "esquema retributivo que, en determinados aspectos, infravalora los costes necesarios para realizar la actividad por una empresa eficiente y bien gestionada", contradiciéndose la legislación del sector eléctrico. Así, indicaba que dicho régimen retributivo no había plasmado adecuadamente los costes derivados de inversiones adicionales por imposición normativa medioambiental ni las realizadas con anterioridad a la aprobación de la norma, los costes fijos de operación y mantenimiento o los costes de combustibles.

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 regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

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. Antecedentes legislativos del proyecto

La comprensión del contenido y alcance de la disposición remitida en consulta hace necesario un repaso somero de las previsiones legislativas a las que dicha disposición viene a dar desarrollo.

Tal y como resalta la CNMC en su informe, las peculiares características físicas y geográficas de los SENP exigen, desde el punto de vista de la planificación, el mantenimiento de unos índices de cobertura superiores a los aplicados en la península, así como, desde el punto de vista de la operación del sistema, una mayor capacidad de reserva. Estas exigencias, unidas a la reducida magnitud de la demanda, que no permite alcanzar las economías de escala características de los sistemas de mayor tamaño, y al incremento de los costes de operación y mantenimiento de las instalaciones a raíz de la insularidad propia de ocho de dichos sistemas, tienen como consecuencia que el coste de la actividad de producción sea superior en los SENP que en el sistema peninsular. Tales factores repercuten también en la exclusión de los SENP del sistema de ofertas de la actividad de producción, a la espera de que estén efectivamente integrados en el sistema peninsular, por ser la capacidad de conexión con la península insuficiente para permitir la incorporación al mercado mayorista de producción.

Ya la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, dispuso que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollaran en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, hoy llamados sistemas eléctricos no peninsulares (SENP), serían objeto de una reglamentación singular debido a las especificidades que presentan respecto al sistema peninsular, derivadas de su ubicación territorial, su reducido tamaño y su carácter aislado. Con el objetivo de garantizar el suministro de energía eléctrica y su calidad, esta ley fue objeto de desarrollo en la materia por el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, la Orden ITC/913/2006, de 30 de marzo, por la que se aprueban el método de cálculo del coste de cada uno de los combustibles utilizados y el procedimiento de despacho y liquidación de la energía en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, así como por la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, por la que se establece el método de cálculo de la retribución de garantía de potencia para las instalaciones de generación en régimen ordinario de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares.

Para las instalaciones de generación en estos territorios (casi exclusivamente centrales térmicas a partir de combustibles fósiles, pues no hay en ellos instalaciones nucleares ni apenas hidráulicas), se estableció en las normas citadas un régimen regulado de costes reconocidos, basado en una retribución -denominada garantía de potencia- por las inversiones realizadas, reconociéndose una retribución financiera y por otros costes fijos, y una retribución por costes de operación, que cubría tanto los costes necesarios para su explotación, como los derivados del combustible, los arranques o la operación y mantenimiento variables. De esta forma, el operador del sistema despacha las unidades de producción por orden de mérito económico de acuerdo con sus costes variables, de forma análoga al modelo vigente en el sistema nacional que precedió a la liberalización del sector.

Hasta el citado Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, el principio de separación de actividades propugnado por la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, no había sido puesto en práctica en los SENP, donde existía un monopolio vertical y horizontalmente integrado en el que las distintas actividades eran desempeñadas por distintas filiales pertenecientes o mayoritariamente participadas por el grupo ENDESA (con la excepción de la distribución en Ceuta y Melilla).

Actualmente existen diez sistemas no peninsulares: Gran Canaria, Tenerife, Lanzarote-Fuerteventura, La Palma, La Gomera, El Hierro (en la Comunidad Autónoma de Canarias), Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera (en la Comunidad Autónoma de Illes Balears), Ceuta y Melilla. Aun cuando en agosto de 2012 comenzó a operar la interconexión entre la península y el sistema Mallorca-Menorca, que opera con una capacidad comercial media en torno al 20%, dicha capacidad no se estima suficiente para permitir todavía la incorporación de este sistema en el mercado de producción peninsular.

En este contexto, el régimen singular descrito contribuyó a la creciente disparidad entre ingresos y costes de las actividades con retribución regulada que generó una deuda tarifaria acumulada superior, en el momento de aprobación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, a los veintiséis mil millones de euros, con un déficit estructural del sistema en el entorno de los diez mil millones anuales.

De acuerdo con el informe de la CNE sobre el sector energético español de 7 de marzo de 2012, que cita el preámbulo del texto consultado, la senda de precios finales alcanzada en España, que los sitúa entre los más elevados de la Unión Europea, se debió principalmente a la incorporación como costes del sistema de un volumen creciente de costes reconocidos a las actividades reguladas y, en particular, los incentivos económicos para las instalaciones del entonces régimen especial, la compensación extrapeninsular, así como el incremento de la retribución de la distribución y el transporte y de los costes de financiación del déficit.

Por consiguiente, la compensación extrapeninsular no resultó ajena a las propuestas realizadas en dicho informe para atajar la deuda tarifaria, que inspiraron las medidas normativas activadas desde entonces:

1/ Como primera medida se aprobó el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se transponen directivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia de comunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de las desviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista. Dicho real decreto-ley estableció los criterios para determinar la retribución de la generación en el extinto régimen ordinario en los SENP e incluyó un mandato al Gobierno para revisar el modelo retributivo de costes fijos y variables de las centrales de generación en estos sistemas a la vista de dichos criterios. Tales criterios, establecidos en el artículo 7.1 del Real Decreto-ley 13/2012, son:

a) La retribución por combustible deberá tener en cuenta la eficiencia en la gestión de adquisición del mismo, reconociendo unos costes de logística razonables que consideren las particularidades de los sistemas insulares y extrapeninsulares y en función del combustible realmente consumido. b) La retribución por garantía de potencia deberá tener en cuenta la disponibilidad real de cada central. c) La retribución por amortización de la inversión de cada grupo deberá tener en cuenta conceptos susceptibles de ser amortizados. d) La retribución fija de las centrales amortizadas deberá buscar su efectiva renovación, por lo que dicha retribución se calculará de manera individualizada para cada central según el procedimiento que se establezca. e) En la determinación de los costes variables de producción para el despacho de generación se tendrán en cuenta las previsiones de costes o ingresos por derechos de emisión.

Adicionalmente, en el artículo 7.3 del citado real decreto-ley se recogieron los conceptos que debían ser contemplados en la revisión del modelo retributivo de dichas instalaciones, la cual había de abarcar la revisión de los parámetros técnicos y económicos, del cálculo del precio del combustible, de la retribución por garantía de potencia y de la tasa de retribución, así como el establecimiento del modo de actualización de los diferentes parámetros económicos y de la periodicidad de las revisiones de parámetros.

2/ Posteriormente, el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, de medidas para garantizar la estabilidad presupuestaria y de fomento de la competitividad, profundizó en las medidas iniciales y determinó que las revisiones normativas del modelo retributivo de las centrales de producción en estos sistemas a partir del desarrollo del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, serían de aplicación desde el 1 de enero de 2012 (artículo 37.1). El Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, adelantó algunas de estas modificaciones del modelo retributivo, incorporando las propuestas recogidas en el informe de la CNE sobre el sector energético español de fecha 7 de marzo de 2012. En particular, las medidas concretas que introdujo este real decreto-ley y que son de aplicación desde el 1 de enero de 2012 son las siguientes (artículo 37.2):

a) Se elimina la retribución de los gastos de naturaleza recurrente. b) Se revisa la tasa financiera de retribución para el cálculo de la retribución financiera de la inversión, que se corresponderá con el valor de los Bonos del Estado a diez años más 200 puntos básicos. c) Se reducen en un 10% los valores unitarios de la anualidad en concepto de operación y mantenimiento fijos.

3/ En tercer lugar, debido a que la configuración de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares presentaba una serie de carencias que amenazaban la seguridad del suministro y dificultaban la reducción de los costes de las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica, se aprobó la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares. Son varias las medidas incorporadas en esta ley que merecen ser resaltadas por su impacto en el proyecto examinado:

i) Esta ley introdujo la resolución favorable de compatibilidad por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, como requisito previo para obtener derecho al régimen retributivo adicional propio de los SENP o al primado de las fuentes renovables en estos territorios.

De esta forma, el régimen retributivo adicional destinado a la actividad de producción en los SENP para nuevas instalaciones se vincula a la no superación de los valores de potencia necesaria para asegurar la cobertura de demanda, si bien se permite que dichas instalaciones perciban esta retribución, aun cuando se superen los referidos valores, por razones de seguridad de suministro o eficiencia técnica y económica del sistema, en los términos que reglamentariamente se establezcan (artículo 1.1 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre). Al propio tiempo, se habilita al Gobierno para establecer mecanismos retributivos para nuevas instalaciones de producción en los SENP, con la finalidad de disminuir el coste de generación, pudiendo tales mecanismos incluir señales económicas de localización para la resolución de restricciones técnicas zonales (artículo 1.2 de la misma ley).

La resolución de compatibilidad, regulada en el artículo 2, se convierte en el cauce de control de las restricciones impuestas, de modo que su concesión solo procede cuando se cumplen las condiciones anteriores, esto es, cuando se pone de manifiesto un déficit de potencia o un riesgo de falta de cobertura o cuando, aun superándose la potencia prevista, concurren otras razones que justifican el otorgamiento de nueva potencia, como la reducción de los costes de generación.

ii) La Ley 17/2013, de 29 de octubre, impuso también restricciones a la titularidad de las instalaciones de generación para fomentar la competencia.

Así, el artículo 1.3 impide otorgar tanto el régimen retributivo adicional como el primado a nuevas instalaciones en los SENP que sean titularidad de una empresa o grupo empresarial, definido según lo establecido en artículo 42 del Código de Comercio, que posea un porcentaje de potencia de generación de energía eléctrica superior al 40% en ese sistema. Incluso si son transferidas a una empresa o grupo en dicha situación instalaciones que dispongan de la resolución de compatibilidad, no tendrán derecho a la retribución adicional ni al régimen económico primado citados percibiendo, exclusivamente, el precio del mercado.

Estas restricciones al acceso del grupo en posición dominante de mercado a la retribución adicional tienen dos excepciones:

* En el caso de inversiones de renovación y mejora de la eficiencia que no supongan aumento de capacidad que se realicen en una central en explotación, en los términos que se establezcan reglamentariamente, previa aplicación del procedimiento de concurrencia competitiva para el otorgamiento de la resolución favorable de compatibilidad. * En el supuesto de establecimiento de cualquier mecanismo de asignación de nueva capacidad de producción, cuando no se superen los valores de potencia necesaria para asegurar la cobertura de la demanda y no hubiera otra empresa interesada en promover instalaciones, con carácter extraordinario y mediante resolución del Director General de Política Energética y Minas.

iii) Se asignó la titularidad de las instalaciones de bombeo necesarias para la operación del sistema y la integración de energías renovables al operador del sistema.

En efecto, de acuerdo con el artículo 5 de la ley analizada, en los SENP las instalaciones de bombeo tendrán como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, en cuyo caso la titularidad de las instalaciones de bombeo deberá corresponder al operador del sistema. En otros supuestos, la titularidad de las instalaciones de bombeo corresponderá al que resulte adjudicatario de un procedimiento de concurrencia competitiva convocado en los términos que reglamentariamente se determinen por real decreto.

4/ En julio de 2013 se aprobó el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico, que sentó las bases para el establecimiento de los nuevos marcos retributivos para las actividades de transporte, distribución y producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Sin embargo, este real decreto- ley no estableció criterios para el nuevo desarrollo del régimen retributivo de la actividad de producción en los sistemas no peninsulares, puesto que los mismos estaban ya recogidos en los citados Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, y Real Decreto-ley 20/2013, de 13 de julio. Con todo, el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, tiene relevancia a los efectos estudiados, en la medida en que fijó el reparto vigente de la financiación de la compensación extrapeninsular.

A estos efectos, hay que tener en cuenta que la disposición adicional primera del Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social, previó una financiación -porcentualmente progresiva (17% en 2009, 34% en 2010, 51% en 2011 y 75% en 2012)- del extracoste de generación en el régimen insular y extrapeninsular con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, que representaría el 100% a partir del año 2013. No obstante, las Leyes de Presupuestos Generales del Estado para los años 2012 y 2013 suspendieron la aplicación de dicho mecanismo de compensación presupuestaria durante los mencionados ejercicios.

Sobre esta cuestión incidió la disposición adicional cuarta del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, donde se dispuso que el extracoste de generación de estos sistemas fuera financiado en un 50% con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, incorporando los extracostes correspondientes a cada año en la Ley de Presupuestos Generales del año posterior, criterio que ha encontrado continuidad, como se verá.

5/ Finalmente, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico parte de los principios anteriores y los concreta en coherencia con los establecidos para el resto de actividades con retribución regulada, transporte, distribución y producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. El artículo 10 de la ley contempla la posibilidad de que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollen en los SENP sean objeto de una reglamentación singular y establece que reglamentariamente, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, se desarrollarán los siguientes mecanismos:

a) La planificación de las infraestructuras de la red de transporte de electricidad. b) El establecimiento de un régimen retributivo para la actividad de producción. c) El fomento de energías renovables cuando sean técnicamente asumibles y supongan una reducción de costes del sistema. d) La integración de los sistemas no peninsulares en el mercado peninsular, cuando exista una interconexión con la península de capacidad comercial suficiente. e) El establecimiento de incentivos económicos al operador del sistema para que, manteniendo la seguridad, se reduzca progresivamente el coste de generación en los sistemas no peninsulares. f) La incorporación de señales de precios eficientes al consumidor para que pueda modular su demanda.

A continuación, en su artículo 14 se recogen los principios concretos para las referidas actividades con retribución regulada. En el apartado 6 de dicho precepto se habilita al Gobierno para determinar un concepto retributivo adicional para cubrir la diferencia entre los costes de inversión y explotación de la actividad de producción de energía eléctrica desarrollada en los SENP y los ingresos de dicha actividad de producción. El concepto retributivo adicional se basará en los siguientes principios:

a) Se tendrán en consideración exclusivamente los extracostes específicos de estos sistemas eléctricos asociados a su ubicación territorial y, en su caso, a su carácter aislado. b) Para la determinación de los costes de inversión y explotación de la actividad de producción de energía eléctrica se considerará una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada. c) Al efecto de permitir una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo, la tasa de retribución financiera de la inversión neta reconocida estará referenciada al rendimiento de las Obligaciones del Estado a diez años en el mercado secundario incrementado con un diferencial adecuado.

Adicionalmente, el artículo 14 establece los siguientes criterios inspiradores del régimen singular de producción en los SENP:

* Para el cálculo de la retribución se considerarán los costes necesarios para realizar la actividad por una empresa eficiente y bien gestionada. * El régimen económico adicional permitirá la obtención de una retribución adecuada a la de una actividad de bajo riesgo. * La retribución de las actividades se establecerá reglamentariamente con criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios * La retribución de las actividades incentivará la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica y técnica de dichas actividades y la calidad del suministro eléctrico. * Los parámetros de retribución del régimen retributivo adicional se fijarán teniendo en cuenta la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada para estas actividades por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años. * Los parámetros retributivos podrán revisarse antes del comienzo del periodo regulatorio. En esta revisión se podrá modificar la tasa de retribución aplicable a dichas actividades que se fijará legalmente.

La exclusión de los territorios no peninsulares del sistema de ofertas hasta la efectiva integración con el mercado peninsular también ha tenido reflejo legal. En este sentido, el artículo 25.2 hace posible que la producción de energía eléctrica en los SENP quede excluida del sistema de ofertas, en tanto dichos sistemas no estén efectivamente integrados con el sistema peninsular. A tal efecto, se entenderá que dicha integración tiene lugar cuando la capacidad de conexión con la península sea tal que permita su incorporación en el mercado de producción peninsular y existan los mecanismos de mercado que permitan integrar su energía, lo que habrá de ser constatado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.

Finalmente, de acuerdo con la disposición adicional decimoquinta de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, desde el 1 de enero de 2014, los extracostes derivados de la actividad de producción de energía eléctrica cuando se desarrollen en SENP serán financiados en un 50% con cargo a los Presupuestos Generales del Estado.

III. Rango de la disposición proyectada

El rango de la disposición proyectada se estima adecuado, sin perjuicio de las reflexiones que se formularán desde la óptica de la técnica normativa y de las observaciones particulares que se realizarán a distintos preceptos con incidencia en materia sancionadora.

Por lo pronto, ha de tenerse en cuenta que el artículo 7 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, preveía la revisión del sistema contenido en el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el que se regulan los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y sus disposiciones de desarrollo. Para ello, fijaba los criterios inspiradores de dicha revisión (para cuya modificación se habilitaba al Gobierno), al tiempo que encomendaba al Ministro de Industria, Energía y Turismo la propuesta de revisión del modelo retributivo de los costes fijos y variables de las centrales de generación de los SENP (otorgando un plazo de dos meses que se ha visto ampliamente superado). A esta revisión se refería el artículo 37 del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, al prescribir su aplicación para la retribución de los costes de generación reconocidos a los generadores en dichos sistemas desde el 1 de enero de 2012.

Al margen de lo anterior, procede invocar las habilitaciones genéricas para el desarrollo mediante real decreto de las Leyes 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (disposición final quinta), y 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (disposición final cuarta). Esta última norma legal contiene, además, dos habilitaciones específicas, cada una con un grado mayor de concreción. Así, el artículo 10.1 permite que las actividades para el suministro de energía eléctrica que se desarrollen en los SENP sean objeto de una reglamentación singular, previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades afectadas, con impacto en los diferentes aspectos del suministro, desde la planificación hasta la producción. Precisamente en este ámbito concreto el artículo 14.6 faculta al Gobierno para determinar un concepto retributivo adicional al objeto de cubrir el extracoste de generación en los territorios no peninsulares.

IV. Competencia estatal para la aprobación del proyecto

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". Los preceptos mencionados amparan la competencia estatal para regular el objeto principal del proyecto de real decreto, cual es la determinación de un régimen retributivo de la actividad de producción de energía eléctrica en los SENP. En este sentido, como afirmó la Sentencia del Tribunal Constitucional 4/2013, de 17 de enero, "el establecimiento de un régimen económico del sector eléctrico ""constituye uno de los aspectos fundamentales de su ordenación"" (STC 18/2011, FJ 8), así como que ""la regulación de un régimen económico único para todo el territorio nacional en la materia que nos ocupa tiene naturaleza básica, al ser necesaria esa regulación para calcular la retribución de los distintos operadores que realizan las diferentes actividades destinadas al suministro eléctrico y para repercutir los costes sobre los consumidores"" [FJ 21 a)]".

Junto con la regulación de la retribución correspondiente a la actividad de producción de energía eléctrica en los SENP, el proyecto de real decreto se ocupa de otros aspectos que, sin formar parte en sentido estricto del régimen retributivo, tienen sin duda una inmediata incidencia en el mismo, tal y como sucede con las disposiciones relativas al despacho de producción y liquidación de la energía eléctrica o el régimen jurídico y económico de las instalaciones de bombeo destinadas a la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables.

En definitiva, 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 sexta del texto analizado.

V. Tramitación

En cuanto hace al procedimiento, destaca que el borrador inicial, tras ser remitido el 18 de julio de 2013 -junto con el anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico y varios reales decretos y órdenes ministeriales- para alegaciones en el seno del Consejo Consultivo de Electricidad e informe por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que evacuó su parecer el 10 de septiembre siguiente, reiniciara su tramitación a partir del proyecto de 3 de julio de 2014, en el que tuvieron reflejo muchas de las observaciones formuladas en dicho informe. En atención a ello, merece mención positiva el hecho de que haya podido seguirse la recomendación que se formulaba en el dictamen nº 937/2013, de 12 de septiembre, de este Consejo de Estado, relativo al anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico, de que se reabriera el trámite de audiencia respecto de los proyectos de disposiciones de carácter general en materia eléctrica, para así tratar de corregir los efectos de la precipitación con la que, probablemente, se elaboraron los correspondientes informes y escritos de alegaciones que fueron presentados en el breve plazo que para dichos efectos de audiencia se concedió en la fase previa de este expediente.

El reinicio del procedimiento permitió una nueva participación del Consejo Consultivo de Electricidad y dio lugar a la emisión el 23 de septiembre de 2014 del 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 -en el presente caso, además, en dos ocasiones-, 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.

Este trámite y el de informe de la CNMC se han desarrollado tanto en relación con el texto consultado como respecto del proyecto de Real Decreto por el que se modifican distintas disposiciones del sector eléctrico. La unión al presente expediente de la documentación relativa a la audiencia y el informe de la CNMC acerca de ambos proyectos obedeció a la decisión de incorporar al texto remitido en consulta la modificación de la disposición transitoria octava del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Y ello por cuanto dicha modificación fue insertada inicialmente en la parte dispositiva del otro proyecto citado. Con ello pueden darse por satisfechas las exigencias procedimentales relativas a ambos trámites (véase, en el mismo sentido, el dictamen nº1.182/2014, de 11 de diciembre).

Por lo demás, se han recabado los informes preceptivos conforme al artículo 24 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, obrando en el expediente el de la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, en su calidad de departamento proponente. Igualmente, a los efectos prevenidos en el artículo 67.4 de la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado, fue solicitada (el día anterior a la entrada del expediente en el Consejo de Estado) la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas. Conviene recordar que, conforme al inciso final de dicho apartado, "se entenderá concedida la aprobación si transcurren quince días desde aquel en que se hubiese recibido el proyecto del citado Ministerio, sin que éste haya formulado objeción alguna". Para hacer prevalecer el carácter final del dictamen de este Cuerpo Consultivo, sería preferible que, en lugar de simultanearse la petición de dicha aprobación previa y la formulación de la consulta al Consejo de Estado, esta se remitiese una vez obtenida aquella.

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. Ahora bien, dicha memoria no contiene una valoración de las alegaciones formuladas en audiencia a través del Consejo Consultivo de Electricidad, sin que conste en el procedimiento, como habría sido deseable, un informe que identifique cuáles han sido acogidas y cuáles no, así como los motivos.

Una vez repasados los trámites de que ha sido objeto el proyecto, es preciso analizar de forma más detenida tres aspectos procedimentales: la participación de las Comunidades Autónomas insulares y las Ciudades de Ceuta y Melilla, la eventual notificación a la Comisión Europea de la regulación proyectada y la urgencia con la que se solicita la emisión del presente dictamen.

V.1 Participación de las Comunidades Autónomas insulares y las Ciudades de Ceuta y Melilla

Como ha sido indicado, aun cuando el proyecto puede enlazarse con el mandato revisor del régimen retributivo de las instalaciones de generación en los SENP, contenido en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, y perfilado en el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, la habilitación para su aprobación debe encontrarse preferentemente en las posteriores Leyes 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Ambas normas contienen sendas remisiones genéricas al desarrollo reglamentario por real decreto, que conviven en esta segunda norma con una previsión específica acerca de la singularidad del régimen no peninsular (artículo 10.1) y con una habilitación específica para la fijación por el Gobierno de un concepto retributivo adicional dirigido a cubrir el extracoste de generación en tales territorios (artículo 14.6).

Debe significarse que la reglamentación singular de que pueden ser objeto las actividades para el suministro de energía eléctrica en los SENP debido a las especificidades derivadas de su ubicación territorial y de su carácter aislado, habrá de ser adoptada, conforme al artículo 10.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, "previo informe de las Comunidades Autónomas o Ciudades de Ceuta y Melilla afectadas".

Esta exigencia procedimental, sin embargo, ha sido omitida en las demás habilitaciones (tanto las genéricas como la específica del régimen retributivo adicional). Pese a ello, no cabe duda de la voluntad del legislador de hacer partícipes -por vía de informe- a las Comunidades Autónomas insulares y las Ciudades de Ceuta y Melilla, al estar afectadas por una singularidad normativa que obedece a las peculiares características físicas y geográficas de sus respectivos territorios.

El trámite mencionado se ha dado por cumplido mediante la remisión del proyecto para audiencia del Consejo Consultivo de Electricidad, donde están representadas las Comunidades Autónomas, incluidas aquellas a las que están dirigidas las especificidades de la generación de energía por tratarse de sistemas eléctricos aislados. Así lo señala expresamente el preámbulo del proyecto, al afirmar que "el real decreto ha sido informado por las Comunidades Autónomas de Canarias y las Illes Balears y las Ciudades de Ceuta y Melilla en cuanto que forman parte de su consejo consultivo".

A la vista del expediente, las Comunidades Autónomas de Canarias e Illes Balears efectuaron consideraciones al contenido del proyecto durante la primera consulta al Consejo Consultivo de Electricidad en julio de 2013. Respecto del segundo trámite de audiencia, este dio lugar a la formulación de observaciones por parte de la Comunidad Autónoma de Canarias, no así a la participación de los restantes territorios afectados, que, en cualquier caso, tuvieron la oportunidad de personarse y realizar alegaciones.

Una interpretación teleológica del artículo 10.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, permite tener por satisfecha la exigencia procedimental aludida, en la medida en que han quedado garantizados el conocimiento de la iniciativa por las Comunidades Autónomas insulares y las Ciudades de Ceuta y Melilla y la posibilidad de participar en su elaboración mediante la formulación de observaciones, sin que esta conclusión se vea afectada por la eventual renuncia a dicha posibilidad.

Con todo, para sucesivos desarrollos reglamentarios del régimen singular del suministro eléctrico en los SENP, sería preferible otorgar a los territorios afectados un tratamiento diferenciado en la tramitación de la iniciativa, de modo que, sin perjuicio de la participación autonómica a través del Consejo Consultivo de Electricidad, el proyecto en curso sea igualmente remitido a las Comunidades Autónomas insulares y a las Ciudades de Ceuta y Melilla, con solicitud de emisión de informe a los efectos del artículo 10.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

V.2 Notificación a la Comisión Europea

La Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo ha suscitado en su informe la cuestión relativa a la notificación de la norma a la Unión Europea antes de su efectiva aplicación, "con el fin de evitar el riesgo impugnatorio que pudiera resultar en el caso de que por parte de la Comisión se estimase que las medidas recogidas en el proyecto son constitutivas de ayudas de Estado". A juicio de este órgano directivo, las medidas de la norma en tramitación tienen una finalidad compensatoria del extracoste de generación en los SENP y no suponen propiamente, por tanto, "una ventaja o beneficio competitivo", lo que no impide alertar acerca de las consecuencias "más gravosas" que podría conllevar la ausencia de notificación. Por lo demás, esta "no impediría la aprobación de la norma, por más que, en su caso, su efectiva aplicación pudiera quedar finalmente supeditada a un pronunciamiento de la Comisión, en los términos que resultan del ordenamiento comunitario".

Realizada esta sugerencia por la Secretaría General Técnica del departamento consultante, procede expresar un juicio acerca de la pertinencia de dicha notificación, lo cual presupone pronunciarse acerca de la naturaleza de la compensación extrapeninsular a los efectos de la política comunitaria sobre ayudas estatales, recogida en los artículos 107 a 109 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE).

Al abordar este tema, se debe comenzar por señalar que el TFUE no establece una definición clara y precisa de lo que es una ayuda de Estado, esto es, no las define como concepto, sino que ofrece una serie de requisitos (cuatro en total) que, si son cumplidos por una medida de un Estado miembro, dicha medida se considerará una ayuda de Estado. Entre las consecuencias de tal calificación, se encuentra la obligación de notificar a la Comisión Europea la medida en proyecto en los términos del artículo 108.3 del TFUE.

Dispone el artículo 107.1 de dicho tratado: "Salvo que los Tratados dispongan otra cosa, serán incompatibles con el mercado interior, en la medida en que afecten a los intercambios comerciales entre Estados miembros, las ayudas otorgadas por los Estados o mediante fondos estatales, bajo cualquier forma, que falseen o amenacen falsear la competencia, favoreciendo a determinadas empresas o producciones".

De la dicción de este apartado la jurisprudencia europea y la doctrina académica han extraído cuatro requisitos para que una medida sea calificada como ayuda de Estado, en principio incompatible con el Derecho europeo (salvo que el Derecho originario disponga otra cosa o la Comisión Europea sostenga su compatibilidad con el mercado común por concurrir alguna de las circunstancias del artículo 107.3 del TFUE):

i) Se exige que la empresa beneficiaria de la medida obtenga una ventaja o beneficio económico, esto es, que la medida en cuestión suponga un alivio de las cargas que normalmente recaen sobre el presupuesto de una empresa, con independencia de la forma que revista.

En este sentido, como tempranamente subrayó la jurisprudencia europea, el concepto de ayuda de Estado "comprende no solo las prestaciones positivas, como las propias subvenciones, sino también intervenciones que, bajo diversas formas, aligeran las cargas que normalmente pesan sobre los presupuestos de una empresa y que, por ello, sin ser subvenciones en el sentido estricto de la palabra, tienen la misma naturaleza e idénticos efectos" (Sentencia del Tribunal de Justicia de 23 de febrero de 1961, asunto Gezamenlijke Steenkolenmijnen In Limburg / Alta Autoridad).

ii) La medida de que se trate debe beneficiar a determinadas empresas únicamente, es decir, es requisito indispensable que se pueda predicar la selectividad de dicha medida. De este segundo requisito se deriva que el beneficiario de la ayuda debe ser una empresa, entendiendo por tal cualquier entidad que ofrezca bienes o servicios en un concreto mercado, con independencia de su estatuto jurídico y de su forma de financiación. La selectividad puede definirse como la discriminación, o trato diferenciado de una empresa, grupo de empresas o incluso un sector económico, con respecto a otras que se encuentran en una situación comparable.

A partir de esta definición, se debe distinguir entre medidas generales, que son aquellas que, de forma real y efectiva, son accesibles a todos los agentes económicos que operan en el territorio de un Estado y, por ende, no pueden nunca tener la consideración de ayuda estatal, y medidas selectivas, cuyo impacto se limita a un determinado territorio o sector empresarial.

A la hora de analizar la concurrencia de este requisito, es frecuente distinguir entre tres tipos de selectividad: territorial, sectorial y horizontal.

Las ayudas regionalmente selectivas son aquellas que buscan favorecer a determinadas empresas o producciones con base en su localización geográfica. De acuerdo con la jurisprudencia europea sentada en el ámbito fiscal (de la que es exponente la Sentencia de 20 de septiembre de 2001, asunto Banks), los tratos diferenciados pueden no ser considerados selectivos, aunque de hecho favorezcan a determinadas empresas o sectores de actividad, siempre que cumplan con la condición de responder a exigencias relativas a la lógica del sistema en que se insertan. Ello ha planteado a su vez la cuestión relativa a cuál debe ser el marco general que debe ser tomado en consideración, lo que resulta especialmente problemático cuando entidades infraestatales con competencias normativas son las impulsoras de la medida enjuiciada. La postura tradicional de la Comisión Europea, respaldada hasta fechas recientes por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea, ha sido la de considerar selectiva una medida fiscal por el mero hecho de no aplicarse a la totalidad del territorio del Estado. Frente a este criterio, a partir de la Sentencia de 6 de septiembre de 2006, asunto Portugal vs. Comisión -conocido como asunto Azores-, se ha admitido que el marco de referencia pueda ser un territorio inferior al nacional en el caso de que la medida en cuestión haya sido adoptada en el ejercicio de competencias autónomas por una entidad infraestatal que, desde el punto de vista constitucional, cuente con un estatuto político y administrativo distinto del Gobierno central, siempre que este no haya podido intervenir directamente en el contenido de la medida y que las consecuencias financieras de la misma no se vean compensadas por ayudas o subvenciones procedentes de otras regiones o del Gobierno central.

La selectividad sectorial es la que alude a un ámbito económico concreto, es decir, se refiere a medidas que pretenden beneficiar a las empresas que conforman un sector de actividad económica, en tanto que la selectividad horizontal concurre cuando una medida representa una ventaja para las empresas que cumplen ciertas características comunes (por ejemplo, un número determinado de empleados), independientemente del sector al que pertenezcan.

iii) Los recursos que constituyen la ayuda de Estado deben tener un origen estatal. A estos efectos, resulta indiferente si los fondos públicos se transfieren de forma activa al beneficiario o si lo que ocurre es que el Estado deja de recaudar ingresos debido a la medida analizada.

A la hora de ponderar la concurrencia de este requisito en el sector eléctrico, resulta imprescindible acudir a la reciente Sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea de 22 de octubre de 2014, asunto Elcogás, en la que se dio respuesta a la cuestión prejudicial planteada por la Sala Tercera de lo Contencioso-administrativo del Tribunal Supremo español en un litigio después resuelto por Sentencia de 27 de febrero de 2015. Para el Tribunal de Justicia, en la línea marcada en su Sentencia de 19 de diciembre de 2013, asunto Vent de Colère, "un mecanismo de compensación de los sobrecostes cuya financiación recae en todos los consumidores finales de electricidad en el territorio nacional, con arreglo al cual las sumas recaudadas de esa forma se reparten y distribuyen a las empresas beneficiarias, conforme a la legislación del Estado miembro, por una entidad pública, debe considerarse una intervención del Estado o mediante fondos estatales" en el sentido del artículo 107.1 del TFUE.

No cabe ocultar la enorme trascendencia de dicho pronunciamiento en el análisis de las medidas retributivas con cargo al sistema eléctrico, que habrán de considerarse financiadas con fondos estatales en el marco estudiado. De esta manera, queda descartada la postura que se venía sosteniendo, conforme a la cual el vigente sistema de liquidación de las tarifas eléctricas que satisfacen unos sujetos privados a otros sujetos privados (y al resto de agentes del sistema, públicos o privados) no implicaba ayuda de Estado en el sentido del articulo 107 del TFUE, precisamente porque las cantidades pagadas por los consumidores y objeto de liquidación por el organismo supervisor (antes CNE, ahora CNMC) no constituían fondos públicos.

El criterio sostenido por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea condujo al Tribunal Supremo a afirmar en el pleito mencionado que la financiación acordada en el año 2007 por el Consejo de Ministros a favor de ELCOGÁS a través de un plan de viabilidad específico constituía una "ayuda de Estado" en los términos del artículo 107.1 del TFUE, por lo que no podía, en consecuencia, ser hecha efectiva hasta obtener la declaración de compatibilidad por parte de la Comisión Europea, la cual no pudo obtenerse a falta de la preceptiva notificación.

iv) Es necesario que la medida falsee o amenace falsear la competencia y que repercuta en los intercambios comerciales entre los Estados miembros.

Ahora bien, la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea, como recuerda la reciente Sentencia de 14 de enero de 2015, asunto Eventech Ltd, ha admitido que no es necesario "acreditar la incidencia real de la ayuda concedida sobre los intercambios comerciales entre Estados miembros" ni que "la propia empresa beneficiaria de una ayuda participe en los referidos intercambios". Ha afirmado que incluso cuantías relativamente reducidas de unas ayudas (salvo que se trate de las llamadas ayudas de minimis, cuyo importe se fija en 200.000 euros en tres años) o factores como el tamaño relativamente modesto de la empresa beneficiaria "no excluyen a priori la posibilidad de que se vean afectados los intercambios entre Estados miembros". Así, "cuando un Estado miembro concede una ayuda a una empresa, la actividad interior puede mantenerse o aumentar, con la consecuencia de que disminuyen con ello las posibilidades de las empresas establecidas en otros Estados miembros de penetrar en el mercado del Estado miembro en cuestión. Además, el fortalecimiento de una empresa que, hasta entonces, no participaba en los intercambios intracomunitarios puede colocarla en una situación que le permita penetrar en el mercado de otro Estado miembro".

Esta interpretación -prácticamente omnicomprensiva- no ha estado exenta de crítica, tal y como reconoce en sus conclusiones al último asunto citado el Abogado General Wahl, al señalar cómo uno de los intervinientes ha solicitado, no sin motivo, que el Tribunal de Justicia "reconsidere su enfoque en relación con el requisito del efecto en los intercambios entre Estados miembros dado que, en su opinión, dicho requisito se interpreta de un modo tan amplio que prácticamente ninguna medida puede sustraerse a él".

En general, no es difícil constatar la amplitud con la que han sido interpretados los cuatros requisitos expuestos, cuya concurrencia no determina per se la incompatibilidad de la medida con el mercado intracomunitario (correspondiendo a la Comisión Europea la competencia específica para decidir sobre tal compatibilidad), pero sí su consideración como ayuda de Estado, con la consiguiente obligación de notificación a dicha institución comunitaria.

La aplicación de las líneas hermenéuticas apuntadas conduce al Consejo de Estado a expresar una opinión coincidente con la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo acerca de la conveniencia de notificar el proyecto remitido en consulta a la Comisión Europea.

No cabe duda de que la retribución adicional en los SENP que la disposición consultada desarrolla ofrece una ventaja económica a favor de quienes la reciben y que dicha retribución está financiada con fondos públicos, considerando que desde el 1 de enero de 2014 el extracoste se nutre a partes iguales de los Presupuestos Generales del Estado y del sistema eléctrico (el cual sustenta también la procedencia estatal de los fondos, a la luz del asunto Elcogás). Tampoco es factible cuestionar la selectividad de la medida, habida cuenta de que beneficia a determinas empresas, atendiendo a criterios territoriales y sectoriales: en el primer plano, ha de tenerse en cuenta que el acceso al régimen retributivo adicional está condicionado a la actividad de generación eléctrica en una ubicación territorial determinada (sin que resulte aplicable a este caso la doctrina Azores, al tratarse de un proyecto estatal, cuyo impacto debe, por ende, valorarse tomando como referencia el conjunto del Estado); y en el segundo plano, es patente que dicha retribución beneficia a las empresas del sector eléctrico y, además, no a todas, puesto que su otorgamiento dependerá de un procedimiento de concurrencia competitiva.

Más difícil es evaluar si la regulación proyectada afecta a los intercambios comerciales entre los Estados miembros.

Dicha afectación fue mantenida por el Tribunal Supremo en la citada Sentencia de 27 de febrero de 2015, al comprobar que el plan de viabilidad de ELCOGÁS beneficiaba selectivamente con fondos estatales a una relevante central de producción de energía dentro del sistema eléctrico español, pese a la limitada interconexión eléctrica de España y sus países vecinos. En el asunto remitido en consulta, a dicha limitada interconexión intracomunitaria se une otro factor relevante, cual es el carácter aislado de los SENP. Ahora bien, a la vista de los términos con que este requisito viene siendo interpretado en la jurisprudencia europea y la importancia económica del extracoste de generación a cuya cobertura está orientado el concepto retributivo adicional (por encima de 1.600 millones de euros), entraña notables riesgos hacer depender la decisión de no notificar el proyecto a la Comisión Europea de la negación de su impacto sobre los intercambios comerciales entre los Estados miembros.

En suma, razones de prudencia aconsejan remitir el texto proyectado a la Comisión Europea a los efectos de apreciar su conformidad con la política comunitaria de ayudas estatales o, al menos, consultar con dicha institución la regulación en tramitación al objeto de recabar su parecer acerca de la consideración del esquema retributivo en ella previsto como ayuda de Estado en el sentido del artículo 107.1 del TFUE.

A este respecto, estima el Consejo de Estado, de acuerdo con el criterio mantenido en el dictamen nº 15/2010, de 28 de enero, que puede acogerse una solución análoga a la adoptada en otros supuestos de normas relativas al otorgamiento de ayudas, en las que dicho otorgamiento se sujeta al previo cumplimiento de las previsiones recogidas en los citados preceptos del tratado. De esta forma, podría aprobarse la norma siempre que se condicionara en ella la plena efectividad del régimen económico a la previa constatación de su conformidad con el mercado común.

V.3 Urgencia de la consulta

Desde que el Consejo de Estado informara el anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico con una urgencia declarada de cuatro días (dictamen nº 937/2013, de 12 de septiembre), este Cuerpo Consultivo ha despachado las consultas sobre los siguientes reglamentos en la materia, todas ellas evacuadas con carácter urgente: Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica (dictamen nº 1.344/2013, de 18 de diciembre); Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica (dictamen nº 1.345/2013, de 18 de diciembre); Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación (dictamen nº252/2014, de 20 de marzo); Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (dictamen nº 139/2014, de 6 de febrero, emitido -por consiguiente- cuatro meses antes de la aprobación de la norma dictaminada); Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (dictamen nº 539/2014, de 12 de junio); Real Decreto 968/2014, de 21 de noviembre, por el que se desarrolla la metodología para la fijación de los porcentajes de reparto de las cantidades a financiar relativas al bono social (dictamen nº 1.123/2014, de 6 de noviembre); y Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del sistema eléctrico del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores (dictamen nº 1.182/2014, de 11 de diciembre).

La urgencia del despacho de estos dictámenes, que se correspondía con la que había presidido la tramitación de los respectivos expedientes, se fundaba, en última instancia, en la necesidad de afrontar y corregir la situación de deuda tarifaria del sistema eléctrico. También en este procedimiento puede apreciarse la oportunidad de una pronta aprobación de una norma que vendrá a concretar el régimen económico revisado en los SENP cuya aplicación temporal fue situada el 1 de enero de 2012 ya por el Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio.

Ahora bien, la urgencia con la que se solicita la emisión del presente dictamen contrasta con el ritmo al que se ha instruido su tramitación precedente. Así, incoado el procedimiento en julio de 2013, las observaciones formuladas en la primera consulta al Consejo Consultivo de Electricidad y en el informe de la CNE provocaron la elaboración de un nuevo proyecto y la repetición de los anteriores trámites, si bien ello no tuvo lugar hasta un año después del impulso inicial, esto es, en julio de 2014. Y, desde la aprobación del informe de la CNMC el 23 de septiembre de 2014, el proyecto no ha sufrido grandes variaciones (más allá de la inclusión de una disposición modificativa del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que -por lo demás- carece de conexión material con la regulación ahora examinada y que quizás podría haber sido objeto de una tramitación separada) ni ha sido objeto de otro trámite que el informe de la Secretaría General Técnica del departamento proponente (teniendo en cuenta que la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas fue solicitada prácticamente al mismo tiempo que el dictamen del Consejo de Estado).

En estas circunstancias, no cabe sino reiterar "la conveniencia -si no necesidad- de que se haga un uso meditado y prudente de las declaraciones de urgencia", a la que alude, entre otros, el dictamen nº 884/2009, de 28 de mayo, en la medida en que tales declaraciones no favorecen el ejercicio de la función consultiva, máxime cuando esta tiene como objeto proyectos normativos de la complejidad e importancia del ahora dictaminado.

VI. Valoración global

El extenso contenido del proyecto de real decreto remitido en consulta está dirigido a desarrollar el marco normativo de la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento para su despacho en los SENP, en el contexto legislativo proporcionado por la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, así como los reales decretos-leyes que las precedieron e impulsaron la revisión de la retribución del suministro de energía eléctrica en dichos territorios.

Resultaría ocioso resumir de nuevo el contenido del proyecto, a cuya síntesis está dedicado el antecedente primero de este dictamen. Por este motivo, van a ser destacadas tan solo las dos principales ideas que guían la reforma del régimen retributivo adicional: la contención del coste de generación en los territorios no peninsulares, que se había incrementado de manera significativa, y la reforma del modelo de reconocimiento de los costes incurridos para el ejercicio de la actividad, de modo que se prime la eficiencia tecnológica y de gestión e incentive la mejora continua de las instalaciones.

Desde esta perspectiva, aunque el preámbulo de la disposición proyectada aluda a un "cambio de enfoque" en lo que atañe a la retribución adicional, lo cierto es que, como indica la CNMC, se aprecia una continuidad entre el modelo vigente y el proyectado. Ello no obsta para reconocer la transcendencia de los ajustes introducidos con vistas a la consecución de los dos fines mencionados. Entre los mecanismos orientados a su realización, destacan el tratamiento concedido a las inversiones adicionales como mecanismo de fomento de la renovación de las centrales menos eficientes, la consideración exclusiva de los extracostes específicos de los SENP asociados a su carácter aislado, la implantación de controles para la comprobación de la subsistencia de las condiciones determinantes de la atribución del régimen retributivo adicional o el acceso de todos los productores al suministro de combustible a un precio competitivo por medio de subastas. Todo ello redunda en la configuración de una retribución acotada a sufragar el extracoste de generación en los SENP, entendido como la diferencia entre los costes de producir la electricidad en estos sistemas y los ingresos obtenidos de tal producción en el despacho ordinario.

A la regulación del régimen económico se suma el desarrollo del procedimiento de despacho para la asignación específica de carga a centrales generadores con el fin de atender la demanda eléctrica, y de las instalaciones de bombeo destinadas a la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables.

Además, el proyecto reordena los procedimientos administrativos para clarificar el reparto competencial de las actuaciones sobre las instalaciones ubicadas en los territorios no peninsulares, considerando la dualidad normativa que afecta a estas instalaciones, que se plasma en un régimen administrativo a los efectos de las autorizaciones exigibles a las instalaciones para su puesta en funcionamiento, modificación o cierre (ámbito en el que pueden resultar competentes las Comunidades Autónomas o la Administración General del Estado, en función de las características de la instalación), y en otro régimen diferente a los efectos de la retribución de sus actividades productivas (sobre la que ostenta en exclusiva la competencia la Administración General del Estado). Junto a esta clarificación, es relevante el esfuerzo realizado para favorecer la armonización del régimen de producción energética en los SENP con el de generación a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos en estos territorios, aun cuando alguna sugerencia se realizará para mejorar la coordinación entre ambos regímenes.

En definitiva, desde una perspectiva global, estima el Consejo de Estado que la disposición proyectada se compadece con la legislación que le sirve de cobertura y resulta adecuada para alcanzar los objetivos propuestos, que se relacionan en la memoria del análisis de impacto normativo.

VII. Observaciones generales

En atención a su importancia o alcance (por afectar transversalmente a varias previsiones del reglamento en tramitación), se estima pertinente la realización de consideraciones generales acerca de las cuestiones que se enumeran a continuación: la técnica normativa empleada, la adecuación terminológica y conceptual del proyecto a la legislación de cobertura, la eficacia temporal de la revisión retributiva, el criterio distintivo entre las instalaciones de los SENP y el tratamiento de las instalaciones de bombeo.

VII.1 Técnica normativa

Desde la perspectiva de la técnica normativa, el proyecto se caracteriza por su gran extensión, complejidad técnica y elevado grado de detalle, lo que ha sido justificado en el expediente con fundamento en la decisión de aunar en una sola norma lo que en la regulación vigente consta en tres (un real decreto y dos órdenes ministeriales). Con ello se ha pretendido que la eficacia de la revisión del modelo no quedara condicionada al posterior desarrollo por parte del Ministro de Industria, Energía y Turismo de elementos indispensables para la aplicación del real decreto.

Como contrapartida, la CNMC ha alertado del riesgo de que, a la hora de implementar alguno de los aspectos regulados, especialmente los más novedosos, se aprecie la necesidad de acometer modificaciones, para lo que habrá que utilizarse un real decreto, situación calificada de "probable" en relación con los procedimientos de otorgamiento y revocación del régimen retributivo adicional, dada la regulación "de forma exhaustiva de todos los pormenores". A la vista de esta observación de la CNMC y siguiendo su sugerencia, la versión final del proyecto contiene en el Capítulo IV del Título IV las directrices procedimentales, incluida la enumeración de los trámites que han de seguirse para el otorgamiento y revocación de la retribución adicional en los SENP, si bien el desarrollo pormenorizado de los procedimientos ha sido ubicado en el anexo VIII, el cual, como el resto de los anexos, puede ser modificado mediante orden ministerial, de acuerdo con la cláusula habilitante -frecuente en normas de contenido técnico- prevista en la disposición final segunda.

Esta decisión de técnica normativa, al igual que la más general de elaborar una disposición omnicomprensiva, no deja de ser cuestionable.

Por lo pronto, es anómalo que las previsiones procedimentales contenidas en el articulado de un reglamento sean desarrolladas en la misma norma, pero a través de un anexo, cuya modificación se autoriza mediante una disposición de rango inferior. Tampoco resulta obvio que, por su naturaleza y contenido, la regulación de procedimientos administrativos sea propia de los anexos, que, en general, se emplean para incorporar modelos de solicitudes, reglas o conceptos técnicos, así como relaciones de personas respecto de las cuales se concrete la aplicación del texto, tal y como indican las Directrices de técnica normativa, aprobadas por Acuerdo del Consejo de Ministros de 22 de julio de 2005.

Esta articulación forzada entre el articulado del reglamento consultado y su anexo VIII, así como la extensión y grado de detalle de la norma, son resultado, como se ha dicho, de la decisión de reemplazar el modelo vigente, implantado mediante un real decreto y dos órdenes ministeriales, por una sola disposición. Para evitar las objeciones expuestas, tal vez habría sido preferible mantener un esquema normativo similar al actual, en el que el primer escalón reglamentario, aprobado por real decreto, fuera desarrollado por el Ministro de Industria, Energía y Turismo. Ello no habría supuesto una demora en la eficacia de la revisión del régimen retributivo de las instalaciones de generación en los SENP, de optarse por una tramitación pari passu.

Esta reflexión permite enlazar con otra más amplia acerca de la claridad normativa. En muchos sectores, pero particularmente en el eléctrico, la complejidad de las normas ha alcanzado un nivel en el que solamente la combinación de una formación jurídica con, sobre todo, una elevada cualificación técnica permite al lector tener un conocimiento exacto del contenido de la regulación, su alcance y significado. Es probable que tal situación, que opera en detrimento de la cognoscibilidad del Derecho, sea consecuencia necesaria de la dificultad intrínseca de la materia regulada y que la cualificación técnica requerida sea predicable de quienes son los principales destinatarios de la norma. Pero estas circunstancias no deben conllevar la renuncia a la elaboración de disposiciones claras e inteligibles. A tal fin, se realizan varias sugerencias:

* La plasmación mediante fórmulas matemáticas de las operaciones de cálculo de los distintos componentes de los conceptos retributivos podría ir precedida de los principios y reglas a los que responden tales fórmulas, para favorecer la comprensión de los objetivos perseguidos en cada caso.

* La memoria del análisis de impacto normativo debe convertirse en la herramienta esencial para expresar el significado del proyecto, particularmente en lo que concierne a sus aspectos más complejos. Desde esta perspectiva, resulta loable el esfuerzo realizado en la memoria para explicar el sentido de las decisiones más relevantes, al hilo de la exposición del contenido del reglamento en tramitación, que marca una línea de trabajo en la que resulta procedente profundizar.

* Es imprescindible cuidar la redacción, puntuación y ortografía del texto, lo que no se ha logrado en el proyecto consultado, donde son reiteradas las faltas ortográficas, los errores de puntuación o, incluso, la omisión o reiteración de palabras que convierten ciertas previsiones en ininteligibles. Sirva de ejemplo el último párrafo del artículo 68.1 b): "La información de la potencia neta o, en su caso, la potencia instalada, será la aprobada por la Dirección General de Política Energética y de Minas e incluida en el registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo será la que figure en el registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo en los casos que esté incluida en dicho registro". Párrafos como el transcrito transmiten la impresión de que el reglamento no ha sido releído por sus autores, lo que, al margen de cualquier consideración lingüística, podría llegar a arrojar dudas sobre su acierto. Se renuncia a enumerar aquí tales incorrecciones, no sin recomendar un repaso detenido del texto, que debería haber sido realizado antes de la consulta a este Consejo de Estado.

VII.2 Adecuación terminológica y conceptual del proyecto a la legislación de cobertura

El hecho de que la revisión de la regulación retributiva de la generación en los SENP se impulsara a través de dos reales decretos-leyes en 2012, pero no hubiera sido acometida cuando se aprobaron en el último trimestre de 2013 las leyes con incidencia en esta materia, tiene como resultado que a nivel legal se empleen determinados conceptos procedentes de la normativa reglamentaria actual, que el proyecto propone reemplazar.

Esta situación es palmaria en lo que atañe a la "retribución de garantía de potencia", cuya revisión exige el artículo 7 del Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, con vistas a tener en cuenta la disponibilidad real de cada central, toda vez que el Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, y sus órdenes de desarrollo limitan dicha retribución a que la potencia total existente en cada uno de los sistemas no supere los límites máximos de potencia necesaria establecidos, lo que se traduce en la imposibilidad de que las nuevas centrales más eficientes técnica y económicamente perciban una retribución por garantía de potencia, a no ser que se adopten medidas de carácter extraordinario. Sobre esta retribución también incidió el artículo 37 del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, al eliminar la retribución de los gastos de naturaleza recurrente y reducir en un 10% los valores unitarios de la anualidad en concepto de operación y mantenimiento fijos. Por último, el aludido concepto retributivo aparece mencionado en la disposición adicional primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, que prevé su supresión en el caso de incumplimiento de las instrucciones de arranque-parada emitidas por el operador del sistema.

En el proyecto remitido en consulta la actual "retribución por garantía de potencia" se sustituye por la "retribución por costes fijos", definida en el artículo 22 como el menor de los siguientes conceptos: la anualidad de la retribución fija del grupo i en el año n, que se calcula anualmente para cada instalación teniendo en cuenta la retribución por amortización y la retribución financiera de la inversión, así como la retribución por operación y mantenimiento fijos; y el sumatorio en todas las horas del año de la potencia disponible por la retribución por coste horario fijo en el año n del grupo i (término idéntico a la vigente retribución por garantía de potencia). Esta modificación terminológica entraña otra conceptual, en la medida en que en la regulación vigente el concepto sustituido pivota en torno a la potencia disponible de cada grupo y a la garantía de potencia anual de cada grupo, en tanto que la noción proyectada está dirigida a evitar que el modelo descanse exclusivamente en la previsión de horas de funcionamiento, de modo que se eviten excesos retributivos.

A juicio del Consejo de Estado, el pretendido cambio terminológico y conceptual no viene impedido por la plasmación legal de la noción que se prevé reemplazar. En primer lugar, porque dicha noción no aparece definida ni acotada legalmente, sino solo mencionada como concepto acuñado en el sistema reglamentario cuya revisión se propugna. Y, en segundo lugar, porque la última de las normas legales aprobadas en la materia, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en cuyo articulado no se alude a la "retribución por garantía de potencia", contiene una amplia habilitación al poder reglamentario para concretar la singularidad del régimen no peninsular, en cuyo ejercicio no puede entenderse constreñido el Gobierno a mantener las categorías procedentes de la regulación que se sustituye.

La conclusión anterior no es óbice para subrayar la conveniencia de subsanar en el futuro la dispersión legislativa que en el ámbito del suministro eléctrico en los territorios no peninsulares ha resultado de la reforma del sector eléctrico, como consecuencia de la sucesión de dos reales decretos-leyes y dos disposiciones legales.

Por otra parte, también desde el punto de vista terminológico, llama la atención que el concepto de "instalación tipo" no tenga reflejo en el proyecto sometido a consulta.

En la memoria del análisis de impacto normativo se da a entender que la noción de "familia", que, según el último párrafo del artículo 6 del proyecto, comprende el conjunto de los grupos generadores de igual tecnología e intervalo de potencia neta, es equivalente a la de "instalación tipo", aunque esta equivalencia no es objeto de mayor explicación.

Al contrario de lo concluido respecto de los conceptos de "retribución por garantía de potencia" y "retribución por costes fijos", en el caso de las "instalaciones tipo" no se considera procedente ni su omisión ni su sustitución por otra terminología. A este respecto, hay que tener presente que el artículo 14.6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, impone la consideración de las instalaciones tipo a la hora de determinar los costes de inversión y explotación de la actividad de producción de energía eléctrica en los SENP. Este concepto se ha convertido, además, en la pieza clave sobre la que gira el régimen retributivo específico en la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos.

Por este motivo, no cabe desplazar el concepto de "instalación tipo" por el de "familia", a la hora de calcular la retribución adicional considerando, en vez de cada instalación de forma individualizada, una instalación prototípica a la que se vincule un conjunto homogéneo de instalaciones reales de la misma tecnología y características. Cuestión distinta es cómo deba delimitarse la referida noción de "instalación tipo", para lo que el legislador, sin duda, ha otorgado un dilatado margen al poder reglamentario, en uso del cual dicha noción puede tener unos perfiles propios, incluso no enteramente coincidentes con los vigentes en el ámbito de las fuentes renovables, cogeneración y residuos, dada la singularidad del régimen de generación eléctrica en los SENP.

En suma, debe el proyecto definir lo que se entiende por "instalación tipo" a sus efectos y emplear este concepto en la concreción de los costes de inversión y exploración de la generación eléctrica en los SENP. VII.3 Eficacia temporal de la revisión retributiva

Ha suscitado en el expediente cierta controversia la eficacia temporal del régimen retributivo adicional previsto en el proyecto. En este sentido, a juicio de ENDESA, principal afectada por esta regulación, la aplicación a partir del día 1 de enero de 2012 de las modificaciones del régimen retributivo de la actividad de producción en dichos territorios es contraria a Derecho, por vulnerar el principio de irretroactividad.

Sobre esta cuestión, lo primero que ha de constatarse es que la decisión de dotar de eficacia a dicha revisión desde el 1 de enero de 2012 procede de una norma de rango legal. En efecto, fue el artículo 37 del Real Decreto-ley 20/2012, de 13 de julio, el que dispuso la aplicación desde tal fecha de las modificaciones que se introdujeran en la retribución de los costes de generación en los SENP de acuerdo con las premisas establecidas en la propia norma y en el anterior Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo. En estas circunstancias, al hilo de la elaboración del reglamento en el que se da cumplimiento al mandato legal, no resulta procedente entrar a enjuiciar, a la luz del principio constitucional invocado, la aludida eficacia temporal, por cuanto debe prevalecer el principio de presunción de constitucionalidad de las leyes (véase, en el mismo sentido, el dictamen nº 39/2014, de 6 de febrero).

Con todo, cabe apuntar dos argumentos que atenúan cualquier reproche que quiera formularse frente a la decisión legislativa.

En primer lugar, ha de llamarse la atención sobre la circunstancia de que los criterios sobre los que pivota la reforma del régimen retributivo y que el reglamento desarrolla, fueron ya adelantados en los reales decretos-leyes citados. En este sentido, cabe citar el dictamen nº 1.896/2007, de 8 de noviembre, conforme al cual, ante el desarrollo reglamentario de una minoración retributiva en el sector eléctrico prevista por real decreto-ley, dicho desarrollo normativo no está vedado por el principio de irretroactividad, pues lo que hacía la orden ministerial de que allí se trataba no era imponer ex novo una minoración de la retribución, sino desarrollar -y concretar- los criterios para la aplicación de una exigencia ya establecida en una norma de rango legal. Ciertamente, en el asunto sometido a consulta el grado de concreción a nivel legal de los principios inspiradores de la reforma no permite dar por conocidos todos los pormenores de la disposición proyectada, pero sí las líneas generales sobre las que se asienta la nueva regulación, la cuales estaban orientadas a la contención de los costes de generación extrapeninsular ante su contribución al déficit de tarifa eléctrica.

En segundo lugar, interesa recalcar que, aun cuando el régimen retributivo aplicable desde el 1 de enero de 2012 hasta la entrada en vigor del reglamento consultado se delimita por remisión al previsto con carácter general a partir de dicha vigencia, la disposición adicional quinta introduce varios ajustes y matices que, tal y como explica la memoria del análisis de impacto normativo, están dirigidos a evitar la aplicación a aquel periodo de los criterios de eficiencia introducidos, en la medida en que los operadores económicos ya no pueden ajustar su comportamiento a ellos.

VII.4 Criterio distintivo entre las instalaciones de los SENP

El artículo 2 del proyecto remitido en consulta delimita su ámbito de aplicación por referencia a dos tipos de instalaciones: a) Instalaciones tipo A, dentro de las cuales se incluyen las instalaciones de generación hidroeléctricas no fluyentes y térmicas que utilicen como fuentes de energía carbón, hidrocarburos, biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica, así como las instalaciones de cogeneración de potencia superior a 15 MW; y b) Instalaciones tipo B, que se identifican con las instalaciones de generación no incluidas en la categoría anterior que utilicen fuentes de energía renovables y las instalaciones de cogeneración de potencia inferior o igual a 15 MW.

Esta clasificación tiene una importancia capital, pues el acceso al régimen retributivo adicional, cuya regulación constituye el objeto principal del proyecto, queda ceñido a las instalaciones tipo A, mientras que las instalaciones tipo B pueden percibir el régimen retributivo específico previsto en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, para la generación a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos, siempre que se cumplan las condiciones y requisitos establecidos en esta norma.

El criterio sobre el que se basa la distinción reside en el carácter gestionable o no de la producción eléctrica. Esta importante noción, la del carácter gestionable, es predicable de las instalaciones tipo A, en la medida en que tienen una capacidad lo suficientemente flexible como para variar su potencia y adaptarse a los requerimientos de la demanda en el corto plazo, a diferencia de las instalaciones tipo B. Esta clasificación técnica ha sido avalada por la CNMC, para la que el carácter aislado de los SENP justifica que la percepción de una retribución adicional o específica dependa del carácter gestionable o no de la instalación, antes que del origen renovable o no de la fuente de energía empleada. Como resultado de esta distinción, las fuentes de energía renovables no tendrán un tratamiento homogéneo en los SENP, visto que su carácter gestionable o no gestionable las situará en una u otra categoría, situación que, como se verá, también afecta a la cogeneración.

Esta falta de homogeneidad no está vedada por la legislación del sector eléctrico. Es cierto que el artículo 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, autoriza al Gobierno para establecer excepcionalmente un régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos (cuando exista una obligación de cumplimiento de objetivos energéticos derivados de Directivas u otras normas de Derecho de la Unión Europea o cuando su introducción suponga una reducción del coste energético y de la dependencia energética exterior), pero también lo es que dicha habilitación convive con otra dirigida asimismo al órgano ejecutivo para determinar un concepto retributivo adicional que cubra el extracoste en los SENP (apartado 6 del mismo precepto).

En definitiva, la autorización concedida al Gobierno en el artículo 14.7 de la ley citada no es obstáculo para que, en uso de la autorización prevista en el apartado anterior y, sobre todo, de la habilitación para fijar una regulación singular en los territorios no peninsulares contenida en el artículo 10.1 de dicha norma, esta singularidad conduzca a distinguir entre las fuentes de generación, no por su origen, sino por su carácter gestionable.

VII.5 Tratamiento de las instalaciones de bombeo

Otra de las cuestiones a la que se ha prestado especial atención durante la tramitación del expediente es la relativa al régimen jurídico y económico de las instalaciones de bombeo.

De nuevo, el aspecto que ha centrado las objeciones formuladas en audiencia, a saber, la titularidad de dichas instalaciones a favor del operador del sistema, ha sido plasmado en una norma de rango legal, sobre cuya pertinencia no procede emitir ahora juicio alguno. En efecto, de acuerdo con el artículo 5 de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, en los SENP las instalaciones de bombeo tendrán como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, en cuyo caso la titularidad de las instalaciones de bombeo deberá corresponder al operador del sistema. A estos efectos, la disposición transitoria segunda prevé que el Ministro de Industria, Energía y Turismo dicte una orden por la que se imponga a la empresa titular de estas instalaciones la obligación de transmitirlas al operador del sistema en el plazo máximo de seis meses desde su publicación en el BOE, para lo que se insta a las partes a fijar el precio de la compraventa de común acuerdo o, en defecto de pacto, se prevé la intervención de un árbitro independiente nombrado por la CNMC.

Dilucidada a nivel legal la cuestión de la titularidad, se ha planteado cuál debe ser el régimen jurídico y económico al que queden sometidas las instalaciones de referencia. El Título VII del proyecto parte de la consideración a todos los efectos de estas instalaciones como activos pertenecientes a la actividad de operación del sistema, por lo que no se inscribirán en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y a su producción no le serán de aplicación los peajes de generación. La energía correspondiente a estas instalaciones se integrará como un servicio de ajuste por garantía de suministro y seguridad en cada sistema y será retribuida, previa solicitud del operador del sistema acompañada de la auditoría sobre la inversión realizada, a través del régimen adicional.

Sobre estas previsiones ha expresado sus dudas la CNMC. En particular, las dudas atañen tanto a la consideración de las instalaciones de bombeo que sean titularidad del operador del sistema como elementos de operación del sistema, en lugar de como activos de generación, como a las consecuencias que pudiera tener dicha titularidad en cuanto al estatus de REE como gestor de la red de transporte de electricidad, de conformidad con la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, hoy incorporada al ordenamiento español mediante la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

Al pronunciarse sobre la cuestión, la CNMC, que ha certificado la consideración de REE como gestor de la red de transporte de electricidad, de acuerdo con la citada Directiva 2009/72/CE, al estimar satisfechas las exigencias de separación de actividades (véase la resolución emitida al respecto por la entonces CNE el 19 de julio de 2012 y publicada en el BOE de 21 de agosto siguiente), ha añadido que, a petición de la Secretaría de Estado de Energía, evacuó el 18 de julio de 2014 un informe en el que confirmaba el mantenimiento por parte de REE de los requisitos de separación de actividades establecidos en el artículo 30.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, si bien remitía a un futuro análisis la valoración del impacto que en esta conclusión pudiera tener la asunción por dicha sociedad de la titularidad de los bombeos, cuando llegara a producirse y en atención a las condiciones en que desarrollase esta actividad.

Comparte el Consejo de Estado las dudas manifestadas por la CNMC. Estas dudas atañen, no a la titularidad a favor del operador del sistema de las instalaciones de bombeo para garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energía renovables, titularidad que ha sido prevista a nivel legal, sino al régimen jurídico y económico al que tales instalaciones deben ser sometidas con el fin de preservar la separación de actividades. En este sentido, la amenaza para la independencia del gestor de la red de transporte ligada a la titularidad de instalaciones de bombeo no es simplemente de nomen iuris ni puede ser afrontada tan solo mediante la consideración normativa de tales instalaciones como elementos de operación del sistema, para evitar que sean calificadas como activos de producción eléctrica. Mayor virtualidad a estos efectos tiene la previsión que integra la energía correspondiente a estas instalaciones como un servicio de ajuste por garantía de suministro y seguridad en cada sistema (artículo 76 del proyecto), de lo que debe colegirse que dicha energía no podrá participar en el despacho ordinario de producción, sino para adecuarlo a los requisitos de calidad, fiabilidad y seguridad del sistema eléctrico. Es de lamentar, por lo demás, que la CNMC no haya concretado las condiciones adicionales mediante las que cabría salvaguardar la independencia del operador del sistema en su labor de gestor de la red de transporte de electricidad.

Es importante, por todo ello, que se reflexione acerca de los posibles mecanismos de control que pueden implantarse para la garantía de la separación de actividades, particularmente en lo que se refiere a la prestación de servicios de ajuste por las instalaciones de bombeo. En otras palabras, considerando que la necesidad de acudir a estos servicios depende de la decisión del operador del sistema, esta decisión no debe estar influida por los intereses económicos ligados a la explotación de dichas instalaciones, en garantía de lo cual sería oportuno establecer controles a priori o a posteriori, incluso por la propia REE.

En la misma línea, dado que, conforme al artículo 74 del texto consultado, corresponde al operador del sistema detectar la necesidad de instalar bombeos en un sistema eléctrico aislado por garantía del suministro, seguridad del sistema o integración de energías renovables no gestionables, lo que determina la incoación de un procedimiento dirigido a atribuir a la misma entidad la titularidad de la instalación correspondiente, es preciso que dicha solicitud, que habrá de ser informada por la CNMC y la Comunidad Autónoma o Ciudad afectada, sea valorada recabando y analizando todos los datos disponibles. Incluso cabría plantear la exigencia de que el impulso de esta iniciativa viniera precedido de la ponderación de su oportunidad por parte del organismo supervisor.

VIII. Observaciones particulares

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

a) Si decidiera mantenerse el índice, cuya inserción se estima justificada en atención a la gran complejidad y amplitud del proyecto, es preciso eliminar las referencias a la paginación y repasar su contenido. En particular, se advierte la omisión de la referencia a la disposición final modificativa del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio (disposición final quinta).

b) En la clasificación de las instalaciones instaurada en el artículo 2 del texto consultado, sobre cuya finalidad se ha disertado, las instalaciones de cogeneración pertenecen a la categoría A o B en función de si tienen una potencia superior o inferior a 15 MW. Esta distinción se sustenta en que las instalaciones de potencia inferior o igual a 15 MW, al tratarse de pequeña cogeneración asociada a otro proceso, industrial o del sector de servicios, no gozan del carácter gestionable que se presupone en las instalaciones tipo A.

Más allá del criterio técnico en que descansa esta argumentación, se advierte de la existencia de una laguna en la coordinación entre el artículo 2 del proyecto y la disposición adicional decimocuarta del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, referida a las instalaciones ubicadas en los territorios no peninsulares y en la que ya se adelantó la clasificación ahora plasmada en el artículo 2 del real decreto en tramitación.

De acuerdo con dicha disposición adicional, como regla general, el régimen económico específico establecido en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, no será de aplicación a las instalaciones de cogeneración, hidroeléctricas no fluyentes y aquellas que utilicen como energía primaria biomasa, biogás, geotermia y residuos, que estén ubicadas en los territorios no peninsulares.

Por consiguiente, las instalaciones de cogeneración de potencia inferior o igual a 15 MW no tienen acceso al régimen retributivo específico, por quedar excluidas de él todas las instalaciones de cogeneración conforme a la disposición adicional decimocuarta del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, pero tampoco pueden obtener la retribución adicional, al no quedar encuadradas entre las instalaciones tipo A, las únicas que pueden ser así remuneradas.

Procede, por lo tanto, revisar la congruencia entre ambos textos, para evitar que, salvo que exista justificación y ella se plasme en la memoria del análisis de impacto normativo, las instalaciones de cogeneración de potencia igual o inferior a 15 MW queden excluidas de las dos retribuciones que se mencionan.

c) La rúbrica del artículo 10 ("Procedimientos administrativos") no identifica adecuadamente el contenido del precepto, que regula los requisitos generales de autorización, inscripción y despacho que deben cumplir las instalaciones de producción en los SENP.

d) En los artículos 11 a 13 se regulan los parámetros técnicos y económicos de las instalaciones de producción en los SENP, así como las reglas para su modificación, la cual requiere la previa realización de las pruebas correspondientes y la aprobación por resolución del Director General de Política Energética y Minas.

Aun cuando el artículo 10.c) señala que tales parámetros técnicos y económicos serán los utilizados en el despacho de producción, no es difícil confundirlos con los parámetros técnicos y económicos para el cálculo del régimen retributivo adicional, los cuales tienen una estabilidad muy superior, habida cuenta de que su revisión solamente es factible antes del inicio de cada periodo regulatorio de seis años de duración, tal y como prescribe el artículo 21 de la disposición proyectada.

En coherencia con la observación general realizada a la claridad del texto, sería oportuno realizar ajustes terminológicos para evitar el aludido riesgo de confusión. Dado que la noción de "parámetros" está asociada al régimen retributivo, como es fácil comprobar en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, o en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, resultaría preferible incidir en el ámbito del despacho de producción. Con este fin, se recomienda sustituir en los artículos 10, 11, 12, 13 y concordantes las menciones a los "parámetros técnicos y económicos" por otras a las "referencias técnicas y económicas a efectos de despacho".

e) A partir de las reglas establecidas en los apartados 4 y 5 del artículo 18 del proyecto, los artículos 19 y 20 (y, en consonancia con ellos, los artículos 53 y 54) regulan los dos supuestos en los que las instalaciones existentes pueden acceder al régimen retributivo adicional: primero, en el supuesto de inversiones adicionales realizadas tanto en una central en explotación como en aquellas centrales que vayan a finalizar su vida útil regulatoria (artículo 19); y, segundo, en el caso de instalaciones que, habiendo finalizado su vida útil regulatoria, continúen en explotación (artículo 20). Ahora bien, tratándose de estas últimas, la concreta configuración del régimen retributivo que les puede ser reconocido depende de si han realizado inversiones adicionales, en cuyo caso la definición de dicho régimen es coincidente con la prevista en el artículo 19, o si no las han ejecutado pero su continuidad supone un ahorro para el sistema, lo que conlleva el acceso a un régimen basado en una vida útil regulatoria de cinco años, una anualidad de la retribución fija compuesta exclusivamente del término de la retribución por costes fijos de operación y mantenimiento, así como una retribución por costes variables de generación resultante de aplicar el Capítulo III del Título IV.

Por lo tanto, la delimitación de ambos supuestos no deja de ser equívoca, ya que parece utilizar como criterio rector la circunstancia de si la vida útil regulatoria ha concluido o no, cuando en realidad lo que resulta determinante es si se han realizado o no inversiones adicionales. Por consiguiente, se estima conveniente que, al regularse el otorgamiento del régimen retributivo adicional a favor de las instalaciones existentes, se diferencien los casos en que la central, concluida o no su vida útil regulatoria, haya sido objeto de inversiones adicionales, de aquellos otros en los que, finalizada la vida útil, no haya recibido tales inversiones. Este cambio de enfoque requeriría modificaciones, al menos, en los artículos 18, 19, 20, 53 y 54 citados.

Por lo demás, desde un punto de vista terminológico, resulta reiterativa la expresión "retribución adicional para inversiones adicionales", al emplearse el mismo adjetivo para calificar el régimen retributivo que puede reconocerse en los SENP a las instalaciones tipo A y para identificar uno de los supuestos en los que tal régimen puede ser otorgado. Quizás pudiera hablarse de "nuevas inversiones" con el fin de evitar dicha reiteración.

f) El artículo 30 está dedicado a las órdenes de arranque que el operador del sistema puede dirigir en cualquier momento a las instalaciones de producción tipo A que presenten un índice de funcionamiento reducido para comprobar su correcto funcionamiento.

Aunque la memoria del análisis de impacto normativo señala que dicho precepto desarrolla la disposición adicional primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, lo cierto es que, en buena medida, lo que hace es reproducir, no siempre con las mismas palabras, el contenido de dicha extensa disposición adicional, que aparece citada en el apartado 1 del artículo 30 comentado. Se hace preciso, por ello, revisar la redacción de este precepto para asegurar la adecuada sujeción de la previsión reglamentaria a la disposición de cobertura.

Uno de los cambios terminológicos que opera el artículo 30 del proyecto consiste en reemplazar la mención a la "retribución por garantía de potencia" de la disposición adicional primera de la ley mencionada por otra a la "retribución por costes fijos", lo que, de acuerdo con la observación general formulada al respecto, resulta admisible.

Sin embargo, la coordinación entre ambos textos debe mejorarse en lo que se refiere a las consecuencias de la falta de corrección de las causas determinantes del incumplimiento de una instrucción de arranque.

De acuerdo con el texto legal, la inobservancia de una de tales instrucciones conlleva la supresión de la retribución por garantía de potencia durante un plazo mínimo de un año, si bien el productor puede recuperarla transcurrido este plazo, una vez corregidas las causas que motivaron el incumplimiento y previa comprobación del cumplimiento de las consignas por parte del operador del sistema; ahora bien, en el caso de que no se solucionen las causas que motivaron el incumplimiento durante el periodo de supresión, el productor deberá solicitar la baja en el registro administrativo de instalaciones de producción.

Por su parte, el artículo 30 del proyecto consultado, tras establecer las consecuencias de la inobservancia de una instrucción de arranque en la línea -aunque con otras palabras- de la disposición adicional primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, señala que, "en el caso de que en el plazo máximo de un año a contar desde la notificación de la resolución de declaración del incumplimiento, el productor no notifique a la Dirección General de Política Energética y Minas que se han solucionado las causas que motivaron el incumplimiento, se procederá de oficio a cancelar la inscripción de la instalación en el registro administrativo de instalaciones de producción, previa incoación de un procedimiento que garantizará la audiencia al interesado". Es decir, mientras que en la norma legal la falta de corrección de las causas determinantes del incumplimiento de una orden de arranque genera en el productor la obligación de darse de baja en el registro administrativo de instalaciones de producción, en el proyecto reglamentario dicha situación tiene una consecuencia jurídica no coincidente: la cancelación de oficio de la inscripción en el indicado registro, a falta de notificación de la subsanación de tales causas.

A la vista de lo expuesto, es preciso ajustar el artículo 30 del reglamento a la norma legal, reiterando la obligación del productor de darse de baja si no corrige los defectos impeditivos del cumplimiento de las órdenes de arranque. Sin perjuicio de ello, tiene cabida en el desarrollo reglamentario la previsión de que, si el productor no subsana los defectos (notificándolo a la Administración) ni promueve su baja en el registro administrativo de instalaciones de producción, como viene legalmente obligado, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá incoar de oficio un procedimiento dirigido a la cancelación de la inscripción, previa audiencia del interesado.

g) De conformidad con el artículo 31 de la disposición en tramitación, la retribución por costes variables de generación está compuesta por la suma de los siguientes componentes:

-La retribución por combustible, que a su vez se desglosa en cuatro conceptos: la retribución por costes variables de funcionamiento, la retribución por costes de arranque asociados al combustible, la retribución por costes de banda de regulación y el factor de corrección por factura de combustible. -La retribución por costes variables de operación y mantenimiento. -La retribución por costes de los derechos de emisión.

En los preceptos siguientes (artículo 32, retribución por costes variables de funcionamiento; artículo 33, retribución por costes de arranque asociados al combustible; artículo 34, retribución por costes variables de operación y mantenimiento; artículo 35, retribución por costes variables de operación y mantenimiento adicionales debido al arranque; artículo 36, retribución por costes de banda de regulación; y artículo 37, retribución por costes de los derechos de emisión) se regulan sucesivamente los elementos integrantes del concepto retributivo por costes variables de generación, sin un orden lógico aparente. Así, la retribución por costes de banda de regulación, pese a que forman parte de la retribución por combustibles, se aborda en el artículo 36, después de la retribución por costes variables de operación y mantenimiento.

Debe, por lo tanto, repasarse la ordenación de estos preceptos.

h) El artículo 38.4 del reglamento remitido en consulta dispone lo siguiente:

"4. Cualquier actuación tendente a la alteración o falseamiento del resultado de las pruebas de rendimiento, por parte del titular de la instalación será considerada infracción de las tipificadas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, sin perjuicio de la concurrencia de otras sanciones que pudieran corresponder de acuerdo con la citada Ley".

Por su parte, el primer párrafo del artículo 52.2 tiene el siguiente tenor:

"2. El titular de la instalación estará obligado a notificar a la Dirección General de Política Energética y Minas cualquier acto administrativo que imposibilite la ejecución del proyecto, en el plazo de un mes desde que le haya sido notificado. El incumplimiento de esta obligación será considerada infracción de las tipificadas en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, sin perjuicio de la concurrencia de otras sanciones que pudieran corresponder de acuerdo con la citada Ley".

En ambos casos, la dicción no es acertada, en la medida en que pudiera inferirse de ella que, a los efectos del ejercicio de la potestad administrativa sancionadora, son tipificadas, de forma autónoma y por vía reglamentaria, determinadas conductas, lo que está vedado por el principio de legalidad.

Procede modificar la redacción de ambos preceptos. A tal efecto, bastaría con señalar que las conductas a las que cada uno se refiere serán, en su caso, sancionadas de acuerdo con el régimen sancionador de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

También en relación con la materia punitiva, el inciso final del artículo 40.1 III del proyecto señala: "La utilización de un combustible distinto del autorizado supondrá una infracción muy grave, tipificada en el artículo 64.38 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico". El apartado legal citado castiga como falta muy grave "cualquier manipulación tendente a alterar el precio de la energía eléctrica por parte de cualquier sujeto, así como la inexactitud o falsedad de carácter esencial, en cualquier dato, manifestación o documento que suponga una alteración del mercado de producción, o en su caso, despacho de producción". Para mejorar la dicción de la previsión proyectada y dejar sentado que, en todo caso, la misma se sitúa dentro de la posible colaboración del reglamento para la completitud de la tipificación legal, sería preferible indicar que, a los efectos de la infracción muy grave tipificada en el artículo 64.38 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, la utilización de un combustible distinto del autorizado será considerada como una manipulación tendente a alterar el precio de la energía eléctrica.

i) De acuerdo con las Directrices de técnica normativa, aprobadas por Acuerdo del Consejo de Ministros de 22 de julio de 2005, las secciones en que se divida un capítulo tendrán que ser numeradas con ordinales arábigos y no romanos, como hace el proyecto en el Capítulo IV del Título IV.

j) El artículo 45 regula el informe de riesgos de cobertura de la demanda en el corto plazo.

Si, como parece colegirse, la constatación de la existencia de tales riesgos por el operador del sistema ha de dar lugar a la adopción de las medidas temporales y extraordinarias para garantizar la seguridad del suministro que se contemplan en el Título V del proyecto, sería útil incorporar al artículo 45 citado una remisión al artículo 59, en que tales medidas se desarrollan.

k) En el artículo 57.6 se fija el momento de devengo del régimen retributivo adicional cuando su beneficiario sea una nueva instalación de producción de energía eléctrica o una existente con inversiones adicionales.

En cambio, no se precisa dicho momento en el caso de instalaciones cuya vida útil regulatoria haya finalizado, pero a las que se reconozca dicho régimen en atención al ahorro para el sistema que implica su continuidad. Convendría subsanar esta omisión.

l) La disposición adicional quinta, cuya importancia ya ha sido remarcada, al fijar los costes de generación entre el 1 de enero de 2012 y la entrada en vigor del real decreto, tiene un contenido propio de una disposición transitoria.

Lo mismo sucede con la disposición adicional novena, que establece la pervivencia de los regímenes retributivos otorgados con anterioridad a la entrada en vigor del real decreto.

m) El título de la disposición adicional undécima ("Retribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica con régimen retributivo específico otorgado con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio") es perfectible.

Por lo pronto, antes de la vigencia del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, la retribución de las entonces llamadas instalaciones de régimen especial no era calificada de "específica", terminología acuñada en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Además, dicha disposición adicional del proyecto no solamente se refiere a la retribución de las instalaciones con régimen primado antes de la entrada en vigor del citado real decreto-ley, sino también a la de las instalaciones a las que les sea otorgado el régimen retributivo específico (ahora, sí), al amparo de la disposición adicional cuarta del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

Aunque resulta algo extensa, la correcta identificación del contenido de la disposición adicional undécima del texto consultado exige una rúbrica así: "Retribución de las instalaciones con régimen retributivo primado otorgado con anterioridad a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y de las instalaciones con régimen retributivo específico al amparo del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio".

n) La disposición adicional decimotercera se dedica a la primera convocatoria del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad de las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios no peninsulares, estableciendo el curso que deba darse a las instalaciones que se encuentren en alguna de las situaciones previstas en la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre.

Esta disposición transitoria, distingue básicamente tres supuestos:

-Las instalaciones de producción de energía eléctrica en los territorios insulares y extrapeninsulares que a 1 de marzo de 2013 contaran con inscripción en el Registro de preasignación de retribución para instalaciones de régimen especial, aquellas que a esta fecha constaran inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo y las instalaciones de producción de energía eléctrica que hubieran resultado adjudicatarias en concursos de capacidad para la implantación de instalaciones de producción a partir de fuentes de energías renovables con anterioridad al 1 de marzo de 2013, todas las cuales quedan exceptuadas de la obligación de obtener la resolución de compatibilidad para tener derecho a percibir el régimen retributivo adicional o específico (apartado 1). -Las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen ordinario en los territorios insulares y extrapeninsulares que a 1 de marzo de 2013 contaran con autorización administrativa, pero no estuvieran inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, que, como regla general, sí han de recabar la resolución de compatibilidad para tal percepción (apartado 2). -Y las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen ordinario en los territorios insulares y extrapeninsulares que hubieran obtenido autorización administrativa en el periodo comprendido entre el 1 de marzo de 2013 y hasta la entrada en vigor de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, y que no estuvieran inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica dependiente del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, a las que se exige igualmente la obtención de dicha resolución de compatibilidad (apartado 5).

Por coherencia con la disposición legal que se desarrolla, la disposición adicional decimotercera del proyecto debería ser calificada de transitoria.

Al margen de lo anterior, debe mejorarse el acoplamiento entre ambas disposiciones. Así, el apartado 1 de la disposición adicional decimotercera exceptúa de lo dispuesto en los artículos 47, 48, 49, 51 y 52 del real decreto a las instalaciones mencionadas en el apartado 1 de la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre. Ahora bien, el apartado 3 de la disposición adicional mencionada impone la aplicación de los artículos 47, 48 y 49 del real decreto a las solicitudes de resolución de compatibilidad presentadas al amparo de la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre. Con probabilidad, tales solicitudes serán las deducidas con arreglo a los apartados 2 y 5 de dicha disposición transitoria, pero, a falta de la mención de estos apartados, el seguimiento del proyecto en este punto resulta particularmente oscuro. Ello merece la debida aclaración.

A ello se añade otra cuestión. El apartado 4 de la disposición adicional decimotercera del texto consultado prevé que, "si el informe anual de cobertura de la demanda establecido en la disposición adicional séptima. 2. b pone de manifiesto que no es necesaria potencia térmica adicional en un sistema eléctrico aislado, la Dirección General de Política Energética y Minas, resolverá desfavorablemente las solicitudes, previo trámite de audiencia". Con ello se pretende impedir la concesión de la resolución de compatibilidad a las solicitudes presentadas con arreglo a los apartados 2 y 5 de la disposición transitoria primera de la Ley 17/2013, de 29 de octubre, en el caso de que no sea necesaria potencia térmica adicional.

La resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas prevista en la disposición adicional decimotercera es la que debe poner fin a la primera convocatoria del procedimiento de otorgamiento de la resolución de compatibilidad, si bien el presupuesto para que tal convocatoria se produzca es precisamente que exista un déficit de potencia o falta de cobertura (o se prevea la reducción de los costes de generación). Debe, por ello, articularse una solución para resolver esta aparente antinomia.

ñ) La disposición transitoria sexta fija los valores del precio de combustible en el despacho de producción a partir de la entrada en vigor del real decreto, de acuerdo con la disposición transitoria tercera. El contenido de ambas disposiciones podría refundirse en una sola.

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

Que, una vez consideradas las observaciones formuladas en el cuerpo de este dictamen, puede V. E. elevar al Consejo de Ministros para su aprobación el proyecto de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares."

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

Madrid, 7 de mayo de 2015

LA SECRETARIA GENERAL,

EL PRESIDENTE,

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