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¿Permitirá el Decreto Ley 16/2019 implementar las instalaciones de energía renovable necesarias para desarrollar la transición energética de Cataluña y cumplir los objetivos en materia de cambio climático?

Las novedades introducidas por el Decreto Ley 16/2019, de forma inevitable, nos llevan a preguntarnos si quedará superada la situación de estancamiento normativo y tramitación administrativa en la implementación de parques eólicos y plantas solares fotovoltaicas.

De entrada, las novedades destacables nos permiten, sobre el papel, dar una respuesta positiva. Tanto las modificaciones en la normativa urbanística como en el procedimiento de autorización se prevén con el objetivo de facilitar la implementación de estas tecnologías.

Toma especial relevancia el hecho de introducir los artículos 9 bis y 48 bis al Decreto Legislativo 1/2010, de 3 de agosto, por el cual se aprueba el Texto refundido de la Ley de urbanismo en tanto que prevén supuestos en los que no será necesario modificar el planeamiento urbanístico para conseguir autorización de la instalación.

En concreto, no será exigible la adecuación del planeamiento urbanístico vigente:

  • Cuando se ubiquen instalaciones de aprovechamiento de energía solar sobre cubiertas de construcciones o en espacios de parcelas no ocupadas por otras construcciones, siempre que se dé cumplimiento a los requisitos exigidos por el Decreto Ley 16/2016 relativos a la distancia y dimensión de la instalación.
  • Cuando las instalaciones de aprovechamiento de energía solar tengan como objetivo reducir la demanda energética de los edificios.

Por otra parte, se prevén otro conjunto de supuestos donde no será necesario modificar el planeamiento urbanístico o aprobar un plan especial urbanístico autónomo o de desarrollo. Aunque en estos casos será necesario aprobar un proyecto de actuación específico:

  • Cuando el planeamiento no contemple la ubicación de instalaciones de producción de energía derivados de energía solar eólica y solar fotovoltaica.
  • Cuando el planeamiento contemple el emplazamiento de estas instalaciones, pero sin establecer la ordenación detallada.

Por último, atendiendo que el Decreto Ley deroga el Decreto 147/2009 aplicable hasta ahora, quedan desplazadas las limitaciones de superficie y distancia establecidas en el caso de instalaciones fotovoltaicas ubicadas sobre suelo no urbanizable, de tal forma que se elimina así uno de los obstáculos en la implantación de esta tecnología.

Así pues, en lo relativo a la vertiente urbanística, el Decreto Ley 16/2019 establece medidas que tienen como objetivo facilitar la implantación de parques eólicos y plantas solares fotovoltaicas en tanto que el trámite de modificación y aprobación de los correspondientes planeamientos urbanísticos, históricamente, ha sido uno de los retos en el momento de acometer la autorización administrativa de este tipo de instalaciones.

Paralelamente, las modificaciones introducidas por el Decreto Ley 16/2019 en relación al procedimiento de obtención de dicha autorización se han adoptado con este mismo objetivo.

La gran novedad recae en la creación de un órgano colegiado, llamado Ponencia de energías renovables, que tendrá como principal función la comprobación de la viabilidad de los proyectos que se quieran llevar a cabo con carácter previo a tramitar el procedimiento de autorización.

Si bien podríamos entender que este órgano no facilitará el procedimiento atendiendo que está constituido por diferentes representantes de seis departamentos de la Generalitat de Cataluña competentes en la materia, lo cierto es que no solo evitará que iniciemos un procedimiento de duración considerable con la incerteza de sí, finalmente, el proyecto se autorizara sino que, por otra parte, no impedirá que iniciemos la tramitación si en el espacio de tres meses no se han pronunciado al respecto de la viabilidad del proyecto.

El pronunciamiento favorable de la Ponencia de energías renovables permitirá iniciar el procedimiento de autorización, pero, en ningún caso, el estudio de viabilidad supondrá la obtención de dicha autorización. Deberá seguir el procedimiento establecido por el Decreto Ley 16/2019 y superar los procedimientos de avaluación de impacto ambiental y la tramitación del proyecto.

Todos estos instrumentos normativos se articulan como herramientas jurídicas para dar respuesta a la emergencia climática y poder así alcanzar los objetivos de implantación de energías renovables previstas, tanto en la Ley 16/2017, de 1 de agosto, del cambio climático, como en el PNIEC.

Los objetivos son claros; contribuir a la transición hacia una sociedad neutra en carbono en el año 2050. El decreto Ley 16/2019, que viene a reconducir el panorama que en Cataluña se puede calificar de desolador, atendiendo que la presencia de energías renovables ha sido testimonial, ha de facilitar el camino.

 

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Imagen de marca y prohibición de confusión a los consumidores, en el suministro eléctrico

Recientemente, el Regulador energético, la CNMC ha puesto el ojo en la imagen de marca de las empresas  comercializadoras de último recurso y las empresas distribuidoras -que afecta a los grandes grupos empresariales-, imponiendo determinadas medidas encaminadas a prohibir la confusión de marca e imagen de marca, de cara a los consumidores.

¿Ha apreciado alguna que otra modificación de color en la factura de suministro?, ¿Ha observado el  cambio de nombre de su empresa suministradora?

Estas modificaciones, operadas a través de la  factura de la luz son el resultado de una serie de medidas que desde el pasado año la CNMC ha obligado  a implantar  a las empresas comercializadoras de último recurso de electricidad para conseguir el cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 12.3 de la Ley del Sector Eléctrico (LSE); consistente en que dichos agentes no creen confusión a los consumidores en la remisión de información, presentación de marca, imagen de marca y denominación corporativa respecto de las filiales de su mismo grupo que realicen actividades de comercialización.

Las medidas instrumentadas por las empresas han consistido por una parte, en  modificaciones formales, como la modificación de su denominación social y logos e imágenes de marca; hasta modificaciones operativas y de funcionamiento, tales como la creación de páginas web, aplicaciones para teléfono móvil y teléfonos de atención al cliente independientes y diferenciadas para cada actividad, o la adaptación de contratos, facturas y comunicaciones escritas con los nuevos logos y denominaciones sociales acordadas, la creación de nuevos correos electrónicos con dominio propio e independiente para cada actividad, etc.

La  CNMC  venía constatando la persistencia de confusión entre los consumidores – sobre todo los domésticos – al identificar las empresas que intervienen en  la actividad de suministro, sean comercializadoras en el mercado libre o de último recurso, o las distribuidoras de energía eléctrica; llegando a la conclusión que eran necesarias medidas que permitan al consumidor diferenciar claramente cual es su empresa distribuidora, y cual es su empresa comercializadora -ya sea en mercado libre, o mercado regulado-.

Desde el punto de vista del Regulador, tal falta de diferenciación de los signos distintivos de las empresas en función de su actividad, influye y dificulta en gran medida al consumidor en la elección clara de comercializador; además de incrementar la dificultad de captación de clientes por parte de los nuevos agentes entrantes en el mercado.

Medidas que persigan aportar transparencia en el funcionamiento del Mercado eléctrico y las empresas que intervienen en la cadena de suministro son acertadas. No en vano, la Directiva (UE) 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, pone al consumidor en el centro del nuevo diseño de Mercado. Por ello, la transparencia juega un papel importante para que el consumidor pueda elegir libremente el suministrador.

Siendo así, lanzamos una serie de preguntas, para que nos hagáis llegar vuestras reflexiones:

1. ¿Existe realmente una efectiva dificultad del consumidor doméstico en distinguir  entre una empresa comercializadora en el mercado libre, una empresa comercializadora en el mercado regulado -COR- y una empresa distribuidora?

2. ¿Han conseguido las medidas implantadas disminuir la supuesta confusión  en relación a los diferentes operadores del mercado que intervienen en el suministro  eléctrico?

3. ¿Debe avanzarse en la puesta a disposición de información que permita incrementar la posibilidad de comparabilidad de ofertas a los consumidores?

Y es que, al margen de garantizar la debida transparencia para un óptimo funcionamiento del Mercado, debería hacerse hincapié en combatir  aquellas prácticas engañosas -para captación de clientes- o de cambios de comercializador sin consentimiento por parte del consumidor, por el daño que dichas prácticas tienen para la imagen de las empresas, a los ojos del consumidor.

Y una última reflexión: no deberíamos intentar que la Energía  despierte  emociones en el consumidor? La transición energética, el cambio climático y el nuevo marco normativo definido por el «Clean Energy Package»  supone sin duda, una oportunidad.

¡Anímense y opinen!

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Las obligaciones de servicio público en el sector de la electricidad: el bono social

En octubre de 2018, el Tribunal Supremo (TS) declaró inaplicable el régimen de financiación del bono social establecido en el artículo 45.4 de la LSE -se trata del segundo mecanismo de financiación, que fue introducido por RDL 7/2016-  por resultar incompatible 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 y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE.

En aquella ocasión, el TS, en aplicación de la doctrina del “acto aclarado”, ampliamente aceptada por el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE), expuso los motivos concretos que le llevaron a inaplicar una norma legal interna por vulneración de normativa europea sin necesidad de plantear cuestión prejudicial ante el propio TJUE.

Con motivo de aquella declaración, los sujetos obligados a financiar el mecanismo –las matrices de las sociedades o grupos que sociedades que realicen simultáneamente actividades de producción, distribución y comercialización de energía eléctrica y que tengan el carácter de grupos verticalmente integrados– recuperaron las cantidades abonadas en su día por este concepto.

Sin embargo, recientemente, el Tribunal Constitucional (TC) ha dictado Sentencia otorgando el amparo solicitado por el Abogado del Estado contra la Sentencia del TS que declaraba inaplicable el mecanismo de financiación.  Lo que obliga al Tribunal Supremo a revisar de nuevo el tema.

En sede del recurso amparo, el TC, modificando la doctrina que hasta ahora aplicaba al respecto del planteamiento de cuestiones prejudiciales, concluye que el TS no estaba exonerado de plantear tal cuestión si bien no concurrían los presupuestos necesarios para aplicar la doctrina del “acto aclarado”.

El pronunciamiento del TC ha causado cierto revuelo por recuperar así la doctrina del “doble canon de enjuiciamiento, ya superada. Y es que, el TC introduce de nuevo la posibilidad de no sólo controlar si la motivación que ofrece el TS en su Sentencia es suficiente para entender innecesario el planteamiento de la cuestión prejudicial, sino que, como sucede, le permite valorar si en acogimiento de los pronunciamientos de TJUE debió plantearse dicha cuestión antes de inaplicar una ley nacional.

Ahora, le corresponderá al TS, pronunciarse de nuevo en al respecto del mecanismo de financiación del bono social y su normativa de desarrollo, debiendo plantear con anterioridad cuestión prejudicial ante el TJUE.

El Tribunal Constitucional ofrece los motivos por los que considera debe otorgar el amparo: sin embargo y aunque  ahora el TC  admite un Recurso de Amparo, y lo concede, debe recordarse que  previamente -en el año 2012- había inadmitido el Amaparo planteado contra la sentencia dictada en el año 2012, planteada en los mismos términos que la actual.

El análisis del mecanismo de financiación del bono social está todavía abierto, con posibilidad de plantear cuestión prejudicial al TJUE: de nuevo, ¿es contrario a la Directiva comunitaria  2009/72/CE un mecanismo de financiación que impone la carga a unas empresas en concreto, sin explicitar los motivos por los que se dispensa al resto de actividades?

No sería más sensato que el coste del bono social pasara a ser financiado a través de los Presupuestos Generales del Estado, en la medida que es una medida de protección social?

 

 

 

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Real Decreto 244/2019, de autoconsumo

Soplan vientos en favor del autoconsumo:  El Real Decreto 244/2019, de 5 de abril,  establece el  nuevo marco regulatorio del autoconsumo, con diferencias sustanciales respecto al anterior marco, definido en su momento por el RD 900/2015.

1.- La primera novedad es la propia definición de «autoconsumo», en la medida que se define como el consumo de energía eléctrica, por parte de uno o varios consumidores,  proveniente de instalaciones «próximas a las de consumo y asociadas a los mismos». ¿Qué se entiende por ello?

Por una parte: a) las instalaciones de producción próximas de red interior, esto es, conectadas a la red interior de los consumidores asociados, o unidas a través de líneas directas, y b) las instalaciones próximas a través de red: cuando las instalaciones se conecten a redes de baja tensión derivada del mismo centro de transformación; o se conecten -instalación y consumidor-  a una distancia entre ellos inferior a 500 metros, o estén ubicados en la misma referencia catastral -14 dígitos-, estos es, dentro de la misma finca y parcela.

2.- Las modalidades de autoconsumo se concretan en dos: SIN excedentes -la instalación de un mecanismo antivertido impide la inyección de energía a la red-, y CON excedentes –además de suministrar energía para el autoconsumo, se permite la inyección de energía a la red-. A su vez, las instalaciones CON excedentes, pueden subdividirse en: instalaciones CON excedentes acogidas a compensación, o instalaciones no acogidas a compensación.

3.- Mecanismo de compensación simplificada: Para las autoconsumidores con excedentes acogidos a compensación se contempla un mecanismo de compensación simplificada -que vendría a ser el sistema de tarificación de factura neta-.

De esta forma, se efectúa una compensación -sólo de energía- a efectos de facturación: por un lado,  se determina el valor de la energía consumida de la red (A) y el valor de la energía vertida a la red (B). Mensualmente, sobre las cantidades que se deben facturar antes de impuestos, se deberá descontar del término de energía, la valoración económica de la energía excedentaria.

Debe tenerse en cuenta que, en ningún caso, a efectos de compensación, el valor de la energía horaria excedentaria puede ser superior a la consumida. De esta manera, se evita considerar que haya «actividad económica», y por tanto  la energía excedentaria no está sujeta al impuesto sobre el valor de la producción (7%) ni al peaje de generadores (0,5 €/ Mwh). Una vez efectuada la compensación, y sumado el importe correspondiente a los peajes -sobre la energía consumida de la red-, se aplican  los impuestos correspondientes -impuesto sobre la electricidad y el IVA-.

4.- Se regula el autoconsumo colectivo, que no era permitido con el RD 900/2015, permitiéndose por tanto que un grupo de consumidores  se alimenten, de forma acordada, de energía eléctrica proveniente de instalaciones de producción próximas a las de consumo. Por tanto, se permite en las comunidades de propietarios o en polígonos industriales. Ello es el primer paso para la creación de las comunidades locales de energía.

Por otra parte, para el autoconsumo colectivo sin excedentes se plantea la posibilidad de efectuar un reparto de la energía entre los consumidores implicados, mediante acuerdo, según los criterios de reparto estáticos fijados en el Anexo I del RD. En el futuro, el propio RD abre la puerta a que se regulen criterios de reparto dinámicos.

5.- Otro aspecto novedoso del RD es que se contempla una disociación entre titularidad y propiedad, de tal forma que en cualquier modalidad de autoconsumo el consumidor y el propietario de la instalación de generación podrán ser personas físicas o jurídicas independentes. Ello abre la puerta a diferentes modelos de negocios en el ámbito del autoconsumo.

6.- Ya lo establecía el RDL 15/2018, pero en todo caso cabe recordar que la energía autoconsumida de origen renovable, cogeneración o residuos está exenta de todo tipo de peajes y cargos.  Sin embargo, en la modalidad de autoconsumo con excedentes no acogida a compensación, los titulares de las instalaciones de producción están obligados a satisface los peajes a la generación (0,5 €/MWh).

7.- Desde el punto de vista de la medida, se contempla la obligación, por parte del consumidor, de disponer de un contador bidireccional en el punto frontera,  y para las instalaciones de generación, un contador  para el registro de generación neta -en los supuestos de: i) autoconsumo colectivo, ii) instalación «próxima de red», iii) instalaciones de generación de potencia nominal igual o superior a 12 MVA, iv) si la tecnología de la instalación de generación no es renovable, cogeneración o residuos y v) las instalaciones con excedentes no acogidas a compensación, si los servicios auxiliares y el consumo asociados no disponen de un único contrato de suministro.

8.- Se organiza un Registro estatal simplificado -gestionado por el MITECO- para fines estadísticos, con el fin de poder observar la evolución del autoconsumo. A tal efecto, se encomienda a la CNMC la labor de monitorización de su  desarrollo, debiendo remitir  al MITECO un Informe anual de seguimiento de las modalidades de autoconsumo y supervisión y control de impactos económicos.

No en vano, el artículo 21 de la Directiva UE 2018/2001 de renovables, relativo al autoconsumo, cuyo contenido  ha sido transpuesto mucho antes del plazo límite  previsto, esto es, 30 de junio de 2021, -establece que los Estados Miembros podrán aplicar cargos y peajes por la electricidad autoconsumida, a partir de 2026, si la cuota de autoconsumo supera un 8% la capacidad total instalada y se ve comprometida la viabilidad del sistema.

Sin duda, la nueva regulación supondrá un impulso para el autoconsumo, que supone otorgar a los consumidores la posibilidad de tener  un papel más activo en la gestión de la demanda. A su vez, supone una herramienta eficaz para el tránsito a una economía descarbonizada.

Del diseño que se haga de la metodología de los peajes y de los cargos -pendientes-dependerá su evolución. En todo caso, es necesario un diseño que dé las señales adecuadas y que evite se se produzcan distorsiones en la asignación de costes entre consumidores.

 

 

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La jornada laboral de ocho horas y su origen

El próximo 3 de abril se cumple el centenario del Decreto gubernamental, que fijó la jornada laboral en ocho horas. Esta efeméride no tendría cabida en este blog si no fuera que la misma está íntimamente ligada con el sector eléctrico o, mejor dicho, tuvo su origen en una empresa de este sector.

Para ello debemos remontarnos a la Barcelona de principios de siglo XX y a los hechos que desembocaron en la fijación de la jornada laboral tal y como la conocemos en nuestros días.

Aquí aparece una protagonista muy conocida por aquel entonces, la desaparecida “Barcelona Traction, Light and Power Company Limited “que por haber sido fundada en Canadá era popularmente conocida como “la canadenca “(La Canadiense). La “Barcelona Traction” era un holding de empresas de producción y distribución de electricidad, así como de tranvías y ferrocarriles eléctricos. Su objetivo era producir electricidad y distribuirla en el área metropolitana de Barcelona (en su poder contaba con centrales eléctricas, saltos de agua y empresas de transporte como “Tranvías de Barcelona” y “Ferrocarrils de Catalunya”).

La Primera Guerra Mundial, y la muerte del fundador de la empresa en el hundimiento del transatlántico Lusitania (alcanzado por un submarino alemán), provocó que la empresa sufriera graves problemas financieros, pasando posteriormente a manos de un grupo inversor belga, que logró sanear la misma.

Pero los hechos más relevantes para este artículo se sucedieron a principios de 1919, cuando una filial de la “Barcelona Traction “, la empresa de producción eléctrica “Riegos y Fuerzas del Ebro” introdujo cambios en las condiciones laborales de sus trabajadores, lo que a su vez implicaba una reducción de su salario. Ello condujo a una protesta del personal afectado, con el despido de ocho trabajadores. Como si de una bola de nieve se tratara, la huelga inicial de una parte de la empresa y despido de trabajadores fue secundada por la totalidad de los trabajadores de esta y posteriormente por los de las empresas participadas por la “Barcelona Traction”. El descontento y seguimiento de la huelga fue creciendo hasta lograr un paro de todos los trabajadores de todas las empresas del sector.

Tal fue la incidencia que Barcelona quedó sin luz, los tranvías no circulaban y las protestas se generalizaron. Ante la gravedad de la situación, el Capitán General de Barcelona declaró el estado de guerra; se sucedieron más de tres mil detenciones y encierro de los detenidos en el Castillo de Montjuic. La escalada del conflicto condujo finalmente a una huelga general de todos los sectores paralizando por completo la ciudad.

Para reconducir la situación, el Gobierno se vio en la necesidad de pactar con el comité de huelga, integrado por los líderes sindicales del momento. Tras dos días de negociación, el día 17 de marzo, se alcanzó un acuerdo entre las partes. Se dejaría en libertad a los detenidos, se readmitiría a los huelguistas, se pagarían la mitad de los salarios dejados de percibir y la medida estrella antes mencionada: se establecería una jornada laboral de ocho horas.

Ratificados los acuerdos por las partes, el 3 de abril de 1919 el Gobierno dictó el Decreto que hacía extensible la jornada laboral de ocho horas a todos los sectores, que ha perdurado hasta la actualidad.

El final de la “Barcelona Traction”, su adquisición por FECSA por el 1 por 1000 del valor real de la compañía y la curiosa resolución del Tribunal de La Haya que no contravino tal decisión, forman parte de otro capítulo.

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Clean Energy Package: Concluyen dos largos años de negociaciones

Con el acuerdo final alcanzado entre el Consejo y el Parlamento Europeo en el dossier sobre “Diseño del Mercado Energético” (Directiva y Reglamento de Electricidad), concluyó el pasado 18 de Diciembre la negociación de la propuesta de la Comisión Europea “Clean Energy Package” publicado casi dos años antes, el 30 de Noviembre de 2016. Una propuesta ambiciosa formada por 4 propuestas de Directiva – Renovables, Eficiencia Energética, Eficiencia Energética de los Edificios y Electricidad y 4 propuestas de Reglamento – ACER, Seguridad del suministro eléctrico, Gobernanza y Electricidad.

Este acuerdo político deberá ser debidamente ratificado por ambas instituciones y entrará en vigor tras su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea (en adelante, DO) – lo que puede tardar algunos meses. Mientras que el Reglamento de Electricidad es de inmediata aplicación en todos los Estados Miembros, la Directiva de Electricidad deberá transponerse en la legislación nacional en un plazo de 18 meses.

A su vez las Directivas de Renovables y Eficiencia Energética, así como el Reglamento para la Gobernanza entraron en vigor el pasado 24 de Diciembre tras su publicación en el DO del 21 de diciembre de 2018.

Destacamos a continuación algunos de los puntos más relevantes del acuerdo alcanzado en la Directiva y Reglamento de electricidad, a la espera de tener más detalles una vez se publiquen los textos. Los dos temas más controvertidos en esta negociación han sido sin duda, la limitación de los mecanismos de capacidad y su supervisión por la Unión Europea – de hecho, el Consejo liderado por Polonia se opuso firmemente a limitar o suprimir las subvenciones a los combustibles fósiles -y, la supresión de los precios regulados.

  • El nuevo diseño del mercado energético pone un límite a las subvenciones al carbón introduciendo un estándar de rendimiento de emisiones de CO2 de 550g/Kwh en todas las nuevas centrales eléctricas. La regla 550 es la piedra angular del acuerdo y descarta efectivamente la ayuda estatal para el carbón. El estándar se exigirá también a partir del 1 de julio de 2025 a las instalaciones de generación hoy ya existentes.
  • Precios regulados: en este caso Francia lideró la oposición llegando a amenazar con bloquear el acuerdo. Finalmente, el acuerdo es mucho menos ambicioso que la propuesta de la Comisión y recoge el principio de que los precios regulados deberán ser eliminados progresivamente sin fecha límite. Sin embargo, en consonancia con el Reglamento de gobernanza, los Estados miembros deberán informar periódicamente a la Comisión sobre la necesidad de mantener los precios regulados. En 2025, la Comisión evaluará los progresos realizados y, caso de ser necesario, hará una propuesta para la eliminación gradual de los mismos.
  • Prioridad de Despacho: será obligatorio para las pequeñas instalaciones renovables y proyectos de demostración previa aprobación de la autoridad reguladora. Seguirá siendo opcional para la cogeneración de alta eficiencia. El umbral de potencia será de hasta 400kW bajando a 200kW en 2026. Los Estados miembros podrán eliminar progresivamente el derecho de prioridad de despacho si cumplen los requisitos de acceso a los mercados para las energías renovables y la agregación o si la generación de electricidad a partir de energías renovables alcanza el 50% del consumo total de electricidad en el país.
  • Comunidades Energéticas Ciudadanas (CECs) – Comunidades Energéticas Locales según la propuesta de Directiva-: Las CECs participarán en igualdad de condiciones y normativa de acceso en todas las áreas del mercado de la electricidad. Las CECs también podrán compartir energía y suministro de energía renovable local y tienen derecho a obtener su energía renovable en el mercado manteniendo el derecho de despacho prioritario para las pequeñas instalaciones de energías renovables. Se deja a los Estados miembros la decisión sobre si autorizar o no a las CECs a poseer, construir, comprar o arrendar redes de distribución y gestionarlas autónomamente. En caso de que lo hagan, las CECs deberán cumplir con todas la normativa aplicable a otros distribuidores. Las CECs tendrán que contribuir adecuadamente a los costes de la red.
  • Establecimiento de una entidad para la cooperación de los distribuidores (DSOs) de electricidad en Europa – EU DSO entity: todos los distribuidores – con independencia de su tamaño- tienen el derecho a convertirse en miembros de la nueva entidad “EU DSO entity”. Dicha entidad tendrá como función principal el desarrollo de códigos de red en materia de distribución en cooperación con la entidad de transportistas europeos de electricidad, ENTSOE.
  • Se establecen principios generales sobre las tarifas de la red de distribución: las tarifas deberán incentivar a los distribuidores a innovar; promover la reflectividad de los costes; promover el desarrollo de servicios nuevos y competitivos; promover la respuesta a la demanda, la generación distribuida y un consumo energético más eficiente.
  • Los Estados Miembros deberán incentivar a los distribuidores para que obtengan servicios de flexibilidad, incluida la gestión de la congestión en su área de servicio para mejorar la eficiencia en las redes de distribución.
  • Las empresas de distribución de electricidad no podrán ser propietarias, construir, operar ni gestionar infraestructura de recarga de vehículo eléctrico ni instalaciones de almacenamiento de energía. Excepcionalmente podrán hacerlo previa autorización del regulador y únicamente si tras el correspondiente proceso de licitación no existen agentes del mercado interesados en ofrecer el servicio. La autorización concedida será revisada cada cinco años.
  • Gestión de datos: los Estados miembros desarrollaran un modelo para la gestión de los datos que respetará los principios recogidos en la directiva para garantizar que los datos puedan ser accesibles a todos los agentes del mercado sin discriminación para facilitar el desarrollo de nuevos servicios a la vez que se garantice la protección de los mismos.
  • Interoperabilidad: Se establecerán requisitos para facilitar la plena interoperabilidad de los datos para el desarrollo de servicios energéticos dentro de la UE.
  • Los sistemas de telegestión inteligente de nueva instalación y los que substituyan a otros, deberán cumplir con las funcionalidades y requisitos establecidos en la comunicación CE 2014/C 200/01. Los contadores inteligentes ya instalados podrán permanecer en funcionamiento durante un período transitorio de 12 años desde la entrada en vigor de la Directiva, tras el cual deberán adaptarse o substituirse para cumplir con los anteriores requisitos.
  • Se distinguen entre dos tipos de datos que se comunican desde el contador inteligente al cliente: «datos históricos de consumo validados» (después de ser procesados) y «datos de consumo casi en tiempo real no validados» (leídos directamente del contador).
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Acuerdo provisional en el Reglamento Europeo sobre la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER)

Con el acuerdo provisional alcanzado en el Reglamento sobre ACER, seis de las ocho propuestas legislativas del “Clean Energy Package” de la Comisión Europea han sido ya acordadas políticamente por los colegisladores, entre éstas el Reglamento para la Gobernanza de la Unión de la Energía, las Directivas de Eficiencia Energética, Energía Renovable y Rendimiento Energético en Edificios así como el Reglamento sobre la Preparación de Riesgos. Ya sólo cabe esperar que la próxima semana se obtenga un acuerdo en la Directiva y el Reglamento de electricidad – los dosieres políticamente más comprometidos- para concluir la adopción del paquete antes de finalizar la Presidencia Austríaca de la Unión el próximo 31 de Diciembre.

El Reglamento dota a la Agencia de Cooperación de Reguladores de Energía, ACER con sede en Liubliana de un papel más importante en el mercado de la energía y en particular en cuanto a la seguridad del suministro. El Reglamento adapta las competencias de la Agencia a los nuevos retos del sector eléctrico.

La función principal de ACER actualmente se limita a la coordinación, el asesoramiento y el seguimiento de las respectivas acciones de los reguladores nacionales de energía, siendo el encargado de la supervisión regulatoria en situaciones dónde más de un Estado miembro se ve involucrado. Con el Reglamento acordado se han asignado a ACER competencias adicionales en aquellas áreas donde las decisiones nacionales individuales en temas de relevancia transfronteriza podrían causar problemas para el mercado interior de la energía. Por ejemplo, ACER supervisará los futuros «Centros de Coordinación Regional» que crearán los transportistas europeos (TSOs), donde los TSOs implicados podrán decidir sobre aquellos temas en los que las acciones nacionales fragmentadas y no coordinadas podrían afectar negativamente al mercado y a los consumidores. El enfoque propuesto también agilizará los procedimientos regulatorios -al introducir la aprobación directa por parte de ACER-, en lugar de aprobaciones separadas por todos los reguladores nacionales. Los reguladores nacionales, no obstante, continuarán participando plenamente en el proceso, al decidir a través de la votación en ACER por mayoría del 60% frente a la anterior exigencia de unanimidad en los acuerdos.

También se atribuyen a ACER funciones de supervisión de las entidades europeas de transportistas de electricidad y gas ENTSOE y ENTSOG así como de la nueva entidad para la coordinación de los distribuidores europeos de electricidad, EU DSO. También se ha reforzado la obligación de ACER de reportar al Parlamento Europeo.

Tras este acuerdo político provisional, el texto del Reglamento deberá ser aprobado formalmente por el Parlamento Europeo y el Consejo, para su posterior publicación en los próximos meses en el Diario Oficial de la Unión y entrada en vigor, siendo vinculante de inmediato para los Estados Miembros al tratarse de un Reglamento.

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Penalizaciones para los consumidores por cambio de suministrador de energía eléctrica

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La reciente publicación de la sanción impuesta por la CNMC a una empresa comercializadora de energía eléctrica, imponiéndole una multa de 900.000 € como responsable del incumplimiento de las medidas de protección a los consumidores, ha vuelto a poner sobre la mesa una importante cuestión: las penalizaciones a los consumidores por rescisión anticipada de los contratos, lo que se encuentra estrechamente ligado a los procesos de cambio de comercializador de energía eléctrica.

De inicio, debemos atender al modo en que esta cuestión viene regulada en la normativa eléctrica vigente.  Stricto senso, por los cambios de comercializador no cabe en sí imponer penlización alguna. No obstante, debemos estar a lo dispuesto en el Real Decreto 1435/2002, por el que se regulan las condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y de acceso a las redes en baja tensión, que establece expresamente:

1º La duración máxima de un año de los contratos y la posibilidad de que se prorroguen tácitamente por períodos de un año.

2º La posibilidad, en caso de que el consumidor decida rescindir anticipadamente el contrato antes de iniciada la primera prórroga -esto es, únicamente para el primer año- de que el comercializador pueda aplicarle una penalización ¡OJO! únicamente cuando esta rescición le cause daños al comercializador y ¡OJO! fijando como límite que la penalización no exceda del 5% del precio del contrato por la energía estimada pendiente de suministro.

3º La posibilidad de que el consumidor rescinda las prórrogas del contrato, con un preaviso de quince días de antelación, sin que proceda cargo alguno en concepto de penalización por rescisión de contrato.

Más allá de estos límite de aplicación -contratos de energía eléctrica en baja tensión- la normativa no establece regulación alguna, por lo que para los contratos en alta tensión deberá estarse a lo que libremente las partes decidan pactar, en aplicación del principio de autonomía de la voluntad.

Ahora sí, fijados los límites del marco normativo aplicable, cabe destacar las circunstancias relevantes de la sanción impuesta por la CNMC, en tanto que:

  • las penalizaciones contempladas por la comercializadora en sus contratos, objeto del procedimiento sancionador, lo eran por rescisión del contrato iniciadas ya las prórrogas del mismo (lo que ya no resulta amparado por la normativa referida); y además
  • se imponía a los consumidores la obligación de comunicar la voluntad de rescindir el contrato con una antelación mínima de dos meses.

En la fundamentación de su decisión, la CNMC se sirve de un concepto amplio de consumidor. De este modo, considera que las medidas de protección a los consumidores establecidas en el RD 1435/2002 son de aplicación a todos los consumidores que adquieren energía eléctrica en baja tensión, bien sean personas físicas, bien sean personas jurídicas. Además, la Comisión nos recuerda que nos encontramos ante contratos de adhesión, en los que las cláusulas están predispuestas por el comercializador para su adhesión por el consumidor, sin margen de negociación.

Sea como fuere, todo cuanto subyace de fondo es la cuestión de la defensa y fomento de de la competencia; en palabras de la Comisión «impedir que los comercializadores puedan restringir la libertad de elección de los consumidores vinculándolos en contratos con largos períodos de duración o en los que se limiten las facultades del rescisión de los consumidor».

Algo que, por otro lado, entronca con los perjuicios que realmente pudieran derivarse para las comercializadoras, ante las finalizaciones anticipadas de los contratos de suministro, por cuanto para garantizar el suministro comprometido realizan compras de energía a plazo, con las correspondientes coberturas y garantías.

Sea como fuere, por nuestra parte defendemos la posibilidad de que, en contratos en alta tensión con personas jurídicas (y especialmente en casos de grandes empresas con elevadas demandas de consumo, con mayor capacidad de negociación, en los que una rescisión anticipada puede causar evidentes perjuicios a la comercializadora), puedan preverse estas penalizaciones en los contratos, aún más allá del primer año de duración de los mismos. Siempre y cuando dichas penalizaciones estén bien delimitadas, y la cuantía de las mismas no sea desproporcionada.

Solo de este modo puede garantizarse la convivencia de la defensa de la libre competencia con la adecuada salvaguarda de los intereses de las empresas en el ejercicio de una actividad como es la de comercialización de energía eléctrica.

Sabrina Lavado

Abogada PR Advocats

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Más bono social, A la tercera va la vencida?

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Las recientes sentencias dictadas por el Tribunal Supremo declarando inaplicable el mecanismo de financiación del coste del bono social previsto en el artículo 45.4 de la Ley del Sector eléctrico, por resultar discriminatorio, han traído, como regalo de Navidad, el nuevo intento del Gobierno -el  tercero- de establecer un mecanismo de financiación respetuoso con la Directiva 2009/72/CE, aprobado mediante el Real Decreto-Ley 7/2016.

Con la nueva regulación, serán las empresas comercializadoras, o las matrices de los grupos de sociedades que desarrollen la actividad de comercialización, las que deberán asumir el coste, estableciendo el propio RDL -como ley autoaplicativa- los porcentajes de todas y cada una de las empresas, si bien con carácter transitorio, hasta la aprobación de su desarrollo reglamentario que debe efectuarse en el plazo de tres meses.

La justificación del nuevo mecanismo de financiación -impuesto como obligación de servicio público- se razona en el RDL con el argumento de que el bono social, al dirigirse directamente a determinados consumidores y traducirse en el abono de un precio inferior, se encuentra plenamente ligado con la actividad de comercialización.

Si de acuerdo con la Directiva 2009/72/CE las obligaciones de servicio público deben definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables, y garantizar a las empresas  eléctricas de la Comunidad el acceso, en igualdad de condiciones a los consumidores nacionales, más de una duda nos surge respecto de la bondad del RDL 7/2016, y no sólo respecto del mecanismo de financiación sino también sobre el conjunto de medidas de protección al consumidor vulnerable, previstas:

  • La obligación de asumir el coste se impone a todas las empresas comercializadoras, pero en cambio sólo a los comercializadores de referencia (8 empresas) se les permite el acceso a los consumidores vulnerables, lo que puede ser asimismo contrario a la Directiva de electricidad.
  • La contribución de cada empresa se establece en función de la cuota de mercado, esto es del número de clientes a los que suministran. Sin embargo, no se atiende al volumen de negocio, por lo que será inevitable el análisis de la proporcionalidad a los efectos de valorar si concurre arbitrariedad y por ende, puede resultar discriminatorio.
  • Cabría por otra parte pensar que la mayoría de comercializadores trasladarán su coste al resto de consumidores, pero no así los comercializadores de referencia, quienes suministran a precio «regulado» (PVPC) y por tanto, en puridad y desde la perspectiva del desarrollo de la actividad de comercialización, no disponen de tal posibilidad.

Por último y con respecto a la definición de consumidor vulnerable, así como sus categorías y requisitos que deben cumplir, que el RDL delega -de nuevo- a un posterior Reglamento, no podemos dejar de preguntarnos si esta vez se cumplirá con el mandato, puesto que ningún Gobierno ha querido afrontar seriamente el tratamiento de los consumidores vulnerables, ya que la  lógica  fijación de la renta per cápita familiar se ha esfumado desde la creación del bono social en el año 2009.

Irene Bartol

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El IAE y las comercializadoras de energía eléctrica: nuevas tormentas locales

En los últimos meses muchas empresas comercializadoras de energía eléctrica están recibiendo requerimientos de Ayuntamientos en cuyos municipios comercializan electricidad, exigiéndoles el pago de la cuota del IAE, pese a no disponer de local en su municipio.

El argumento dado por los Ayuntamientos, siguiendo a la Dirección General de Tributos, es el siguiente: a falta de epígrafe específico relativo a la actividad de comercialización de energía eléctrica, procede aplicar aplicar epígrafes de actividades no clasificadas en otras partes (n.c.o.p). En concreto, el epígrafe 619.9 para el comercio al por mayor de energía eléctrica y el epígrafe 659.9 para el comercio al por menor de energía eléctrica (RDLeg 1175/1990). Ambos referidos, exclusivamente, a cuotas municipales, sin prever la posibilidad de tributar por cuota provincial o estatal.

Si tenemos en cuenta que los márgenes de comercialización cada vez son más reducidos, las consecuencias pueden ser nefastas para comercializadoras con escasa presencia en un municipio, hasta el punto de que la cuota a pagar podría exceder del beneficio obtenido en dicho municipio.  O sea, con pocos clientes en un municipio concreto, y poco margen comercial, puede que ejercer la actividad de comercialización de energía eléctrica cueste dinero, es decir, que se trate de una actividad a pérdida.

Surge la duda (o no) de si en este caso el IAE se estaría convirtiendo en un impuesto confiscatorio, que agota la renta gravable, con todas las consecuencias negativas que ello conlleva. Cierto que la Constitución de 1978 se refiere a la no confiscatoriedad del sistema tributario español, y no a la de un impuesto en concreto, pero en cualquier caso, esto no parece razonable. Y trascendiendo del ámbito tributario, los efectos también serían perniciosos para fomentar la libre competencia, ya que de facto muchos ciudadanos dejarían de tener acceso a comercializadoras de fuera de su zona, que rechazarían tenerlos como clientes por no poder obtener ningún beneficio con ellos, por mínimo que fuese.

Quizá si la normativa  reguladora del IAE (en este caso, el RDLeg 1175/1990) se hubiese actualizado, tomando en consideración que desde 1997 (Ley 54/1997) la comercialización de energía eléctrica es una actividad diferenciada, este conflicto habría podido evitarse.

Una vez más, nos toca esperar las resoluciones de los Tribunales de Justicia, que sabemos que llegarán puesto que ya hay procedimientos en curso. Pero tardarán. Y en todo caso, ¿no sería mejor una normativa actualizada, que diese respuesta a todas las circunstancias en las que pueden encontrarse las empresas comercializadoras, permitiendo el libre ejercicio de su actividad en cualquier municipio?

Isabel Bassas, Abogada y Profesora de Derecho Financiero y Tributario de la Universitat Pompeu Fabra

 

 

 

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