Sentencia ADMINISTRATIVO Audiencia Nacional, Sala de lo Contencioso, Sección 4, Rec 992/2016 de 28 de Marzo de 2018

Encabezamiento

A U D I E N C I A N A C I O N A L

Sala de lo Contencioso-Administrativo

SECCIÓN CUARTA

Núm. de Recurso:0000992/2016

Tipo de Recurso:PROCEDIMIENTO ORDINARIO

Núm. Registro General:05728/2016

Demandante:HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A.U.

Procurador:VIESGO GENERACIÓN, ENDESA GENERACION , IBERDROLA GENERACIÓN SAU, Y GAS NATURAL

Demandado:MINISTERIO DE INDUSTRIA Y ENERGÍA

Abogado Del Estado

Ponente IImo. Sr.:D. IGNACIO DE LA CUEVA ALEU

S E N T E N C I A Nº:

IIma. Sra. Presidente:

Dª. MARÍA ASUNCIÓN SALVO TAMBO

Ilmos. Sres. Magistrados:

D. SANTOS GANDARILLAS MARTOS

D. IGNACIO DE LA CUEVA ALEU

Dª. ANA MARTÍN VALERO

Madrid, a veintiocho de marzo de dos mil dieciocho.

Vistos los autos del recurso contencioso administrativonº 992/2016que ante esta Sala de lo Contencioso Administrativo de la Audiencia Nacional ha promovido la entidadHIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A.U.representada por el Procurador D. Carlos Mairata Laviña y asistido de la Letrada Dª Jorgelina Expósito Blanco, contra la Resolución de 19 de septiembre de 2016, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014 correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica; siendo demandada la Administración del Estado, representada y defendida el Sr. Abogado del Estado. Siendo codemandadas VIESGO GENERACIÓN representada por la Procuradora Dª María Jesús Gutiérrez Aceves, ENDESA GENERACION SA representada por la Procuradora Dª María del Rosario Victoria Bolívar, IBERDROLA GENERACIÓN SAU, representada por la Procuradora Dª Nuria Munar Serrano y GAS NATURAL SDG representada por la Procuradora Dª Pilar Iribarren Cavalle.

Siendo Magistrado Ponente el Ilmo. Sr. D. IGNACIO DE LA CUEVA ALEU , quien expresa el parecer de la Sala.

Antecedentes

PRIMERO.-Po r el recurrente expresado se interpuso recurso contencioso administrativo mediante escrito presentado en fecha 31 de octubre de 2016, contra la resolución antes mencionada, acordándose su admisión mediante decreto de fecha 3 de noviembre de 2016, y con reclamación del expediente administrativo.

SEGUNDO.-Una vez recibido el expediente administrativo y en el momento procesal oportuno, la parte actora formalizó demanda, mediante escrito presentado el 1 de marzo de 2017, en el cual, tras alegar los hechos y fundamentos oportunos, terminó suplicando:"(...) dicte en su día Sentencia por la que:

(i) Declare la nulidad del apartado segundo y la de los Anexos I y II de la Resolución de 19 de septiembre de 2016, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se

organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

(ii) Condene a la Administración a establecer un nuevo procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014, fijando unos nuevos precios de retribución de la energía generada que reconozcan los costes derivados del Impuesto Especial al Carbón y del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica, a aplicar desde el 1 de enero de 2014.

(iii) Reconozca la situación jurídica individualizada de mi representada, consistente en su derecho a ser indemnizada, por el importe a determinar en ejecución de sen- tencia, con el fin de ser compensada por la falta de reconocimiento de los impues-tos referidos en el apartado anterior, junto con los intereses devengados desde el momento en el que se fueron concretando los derechos de cobro contenidos en las correspondientes liquidaciones del operador del sistema -realizadas de acuerdo con los procedimientos de operación del sistema vigentes en cada momento-, y hasta el total resarcimiento a mi representad .".

TERCERO.-El Sr. Abogado del Estado contestó a la demanda mediante escrito presentado el 20 de abril de 2017, en el cual, tras alegar los hechos y los fundamentos jurídicos que estimó aplicables, terminó suplicando se dicte sentencia íntegramente desestimatoria de las pretensiones de la parte recurrente.

Las codemandadas personadas fueron precluidas en su trámite de contestación.

CUARTO.-Por Auto de fecha 5 de julio de 2017 se acordó el recibimiento a prueba del recurso, practicándose la que fué declarada pertinente, a lo cual siguió el trámite de conclusiones; y finalmente,mediante Providencia de fecha 15 de marzo de 2018 se señaló para votación y fallo el día 21 de marzo de 2018 en que efectivamente se deliberó y votó.

Fundamentos

PRIMERO.-Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A impugna la Resolución de 19 de septiembre de 2016, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

SEGUNDO.- La demanda expone que el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro se estableció en el Real Decreto 134/2010, modificado por el Real Decreto 1221/2010; y mediante el mismo se establece una obligación de servicio público para diez centrales de generación de energía eléctrica, consistente en producir determinados volúmenes de energía eléctrica a partir de carbón autóctono, a fin de preservar la seguridad del suministro. Dicha obligación de producción se aplica mediante un mecanismo por el cual se da preferencia al funcionamiento de esas diez centrales de carbón autóctono frente a otras centrales, de tal forma el resultado de la casación del mercado diario de electricidad programado se ajusta hasta donde sea necesario para garantizar que las citadas pueden colocar en ese mercado unos volúmenes de electricidad fijados de antemano, generados a partir de carbón autóctono. Y como contraprestación por esa obligación de producción, las titulares de las centrales afectadas perciben una compensación financiera que es fijada por el Gobierno en base al 'coste unitario de generación' de cada una de ellas. El RD 134/2010 contiene una metodología detallada para el cálculo de dicho coste, el cual se fija periódicamente por la Secretaría de Estado de Energía.

El 29 de septiembre de 2010 la Comisión Europea dictó Decisión autorizado la compensación por servicio público asociada al mecanismo de entrada en funcionamiento preferente para las centrales de carbón autóctono establecido por el RD 134/2010.

La Ley 15/2012, de 27 de diciembre de Medidas Fiscales para la sostenibilidad energética contiene dos medidas que afectan gravemente a las centrales que participan en el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro: por un lado, crea un nuevo Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica; y por otro, suprime la exención prevista en el Impuesto Especial sobre el Carbón para las operaciones que impliquen el empleo de carbón en la producción de energía eléctrica.

Así, las centrales que participaban en el referido mecanismo - incluida Soto 3- se vieron gravadas desde el 1 de enero de 2013, por esas dos nuevas cargas tributarias. En concreto, durante el año 2014 ambos impuestos supusieron para Soto 3 un coste de 5.25.023,55 € en concepto de Impuesto sobre el Valor Añadido de la Producción de Energía Eléctrica y de 5.877.877 € por el concepto de Impuesto Especial sobre el Carbón.

El 30 de diciembre de 2013 (BOE del 31) se aprobó a resolución de la Secretaría de Estado de Energía por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía para el año 2014, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro - corrección de errores BOE 8 de enero de 2014-. Esta resolución fija los precios de retribución de la energía generada por las centrales obligadas a participar en el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, sin incorporar el coste de los impuestos establecidos por la Ley 15/2012, por lo que la rentabilidad se vio reducida a unos umbrales incompatibles con la Decisión de la Comisión Europea de 29 de septiembre de 2010 y el Real Decreto 134/2010; razón por la cual fue impugnada por la recurrente.

El nuevo régimen económico de la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos aprobado por Real Decreto 413/2014 y la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, así como el régimen económico de la actividad de producción de los territorios no peninsulares dado por el Real Decreto 738/2015, contemplan expresamente la retribución a las instalaciones afectas a dichos regímenes económicos, de los impuestos establecidos en la Ley 15/2012, como costes que deben ser tenidos en cuenta a la hora de calcular la retribución que corresponde a dichas instalaciones de producción.

Entiende que con ello el legislador ha venido a darle la razón, y por ello defenderá en este proceso que las cantidades satisfechas por las centrales de carbón en virtud de dichos impuestos han de ser reconocidas como costes a incluir en los precios de retribución de la energía generada que deben recibir dichas centrales cuando operen bajo la obligación de servicio público y, por tanto, bajo un régimen regulado como el que nos ocupa.

Hecho este inciso, continua refiriendo que por resolución de 19 de septiembre de 2016, se aprobó la resolución de la Secretaría de Estado de energía, por la que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997 de 26 de diciembre, la cual no incorporó en los precios de retribución de la energía generada por las centrales obligadas a participar en el procedimiento de resolución de restricciones, incluida Soto 3, el coste de los impuestos establecidos en la Ley 15/2012

TERCERO-Es ta última resolución es la impugnada en el presente recurso, y frente a ella se articulan los siguientes motivos de impugnación:

1.-La resolución vulnera el Derecho comunitario: a) La Decisión de la Comisión Europea de 29 de septiembre de 2010; b) El marco comunitario sobre ayudas estatales en forma de compensación por servicio público y la jurisprudencia comunitaria relacionada; y c) El Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.

2.- La resolución vulnera el derecho nacional: a) El Real Decreto 134/2010; b) El principio de no discriminación consagrado en la Constitución Española; y c) El principio de interdicción de la arbitrariedad recogido en la Constitución Española.

CUARTO.-La Sala ha se pronunció sobre las cuestiones que plantea la demandante, en sentido desestimatorio, en varias resoluciones. Más en concreto, en la SAN dictada en el PO 994/2016 , enjuiciábamos el acto de aplicación de la norma aquí recurrida, esto es, la Resolución de la CNMC de 6 de octubre de 2016, por la que se aprueba el cálculo de los costes unitarios reales de la central de carbón autóctono de Soto de Ribera 3 propiedad del grupo EDP-HC Energía, adscrita al proceso de restricciones por garantía de suministro recogido en el Real Decreto 134/2010, para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014.

En ella nos hacíamos eco de las previas SSAN en las que abordamos las mismas cuestiones aquí suscitadas, y del respaldo proporcionado por el Tribunal Supremo en Sentencia de fecha 16 de noviembre de 2017 (rec. 1344/2015 ) a la respuesta dada por esta Sala. De ahí que sigamos la línea de razonamiento seguido hasta ahora.

QUINTO.-El artículo 25.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico , establece que 'el Gobierno podrá establecer los procedimientos, compatibles con el mercado de libre competencia en producción, para conseguir el funcionamiento de aquellas unidades de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas, hasta un límite del 15 % de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad demandada por el mercado nacional, considerada en períodos anuales, adoptando las medidas necesarias dirigidas a evitar la alteración del precio de mercado'.

Este artículo es transposición de lo establecido en las Directivas 2003/54/CE, de 26 de junio, y la actual Directiva 2009/72/CE. Esta última norma en su art. 15.4 establece que 'por motivos de seguridad del suministro, los Estados miembros podrán disponer que sea preferente la entrada en funcionamiento de las instalaciones generadoras que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas en una proporción que no supere, en el curso de un año civil, el 15% de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad que se consuma en el Estado miembro de que se trate'.

Al amparo del citado art. 25.1 LSE , se aprueba el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que seorganiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.El preámbulo de este Real Decreto señala como objetivos del mismo: 1) la garantía del suministro a los consumidores eléctricos manteniendo abierta la opción de los combustibles de origen autóctono, poniendo de manifiesto que la generación térmica con centrales que utilizan carbón como combustible aportan normalmente un grado de fiabilidad adecuado para garantizar la correcta operación del sistema y el suministro eléctrico, al tratarse de una producción gestionable y proveedora de servicios de ajuste del sistema; y 2) evitar que el parque generador de las centrales de carbón desaparezcan en el corto plazo, perdiéndose así un soporte estratégico importante para llevar a cabo los compromisos adquiridos.

Este Real Decreto se vio modificado por el Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, que precisa en su Preámbulo que 'El sistema eléctrico español presenta una serie de condicionantes que lo diferencian de la mayoría de Estados Miembros de la Unión Europea. El sector eléctrico español está caracterizado por la evolución necesaria para cumplir con los compromisos adquiridos para el año 2020 en reducción de emisiones y producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovable. A este compromiso hay que añadir la caracterización histórica del sector eléctrico de aislamiento con el resto de países europeos. Esta condición de «isla energética» obliga al sistema eléctrico a garantizar el suministro a partir de la capacidad instalada en el territorio nacional' y que 'Por otra parte, la crisis económica mundial ha llevado a una fuerte caída de la demanda eléctrica. Estos condicionantes, estructurales y coyunturales, han provocado que el parque de generación térmica con carbón autóctono ha visto drásticamente reducido su funcionamiento condicionando indiscutiblemente la continuidad de la actividad minera con carbón autóctono que es el único combustible fósil ampliamente disponible en España, lo que hace que se ponga en peligro la garantía de suministro en el medio plazo si no se asegura su viabilidad económica para dar respaldo a las puntas del sistema'

El sistema de «resolución de restricciones por garantía de suministro» -según la descripción que del mismo hace el Preámbulo del RD 1221/2010-, tendrá lugar después de la casación del mercado diario, y supone que, bajo determinados supuestos, se retira la producción de energía casada correspondiente a determinadas unidades del resultado del mercado diario y se sustituye por la producción de otras centrales que utilizan carbón autóctono como combustible.

El Anexo II.1 y 2 del Real Decreto 134/2010, en la redacción dada por el RD 1221/2010, establece que los precios de retribución de la energía, con el detalle de los parámetros utilizados, y el volumen máximo de producción para cada año que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro serán fijados para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía, que no podrán superar los límites establecidos en el artículo 25.1 de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico . Asimismo, las cantidades anuales de carbón autóctono a adquirir por los titulares de las centrales obligadas a participar como unidades vendedoras en el proceso de modificaciones de programa para la resolución de restricciones por garantía de suministro, serán las que se fijen para cada año por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Todo ello, para el año 2013, ha sido establecido por la resolución objeto del presente recurso.

El apartado 3 de este Anexo II fija la metodología del cálculo de los precios de retribución de la energía, para lo cual parte de que se corresponderán con el 'coste unitario de generación' del grupo para una producción anual correspondiente al volumen máximo de producción anual programable por garantía de suministro.

Ese coste unitario de generación incluirá (apartado 3.2 del Anexo II) los costes fijos (costes de operación y mantenimiento fijo y en su caso, la anualidad del coste de inversión) y los costes variables (coste de combustible puesto en central, coste financiero del carbón autóctono almacenado, coste variable de operación y mantenimiento y coste de emisión de CO2).

La resolución de 13 de febrero de 2013 se atiene a estos mismos parámetros, que no prevén expresamente la inclusión de impuestos en el coste unitario de generación, y por tanto, se ajusta a lo establecido en el Real Decreto, sin que resulte vulnerado el principio de jerarquía normativa.

SEXTO.-La parte actora lo que pretende, en realidad, es que la Sala realice una interpretación amplia del RD 134/2010, y declare que para calcular ese coste unitario de generación ha de incluirse el coste producido por el impuesto sobre el carbón y el impuesto sobre el valor económico de la energía eléctrica, aprobados ambos por la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética.

Tal pretensión no puede ser estimada, por cuanto implicaría modificar esa normativa introduciendo conceptos que la misma no contempla, lo que no puede realizar esta Sala. Menos aún cuando, como pone de manifiesto el Tribunal Supremo al resolver los recursos interpuestos contra el RD 134/2010 y el RD 1221/2010, que lo modifica ( SSTS de 22 de mayo de 2013 -rec. 470/2010 -, ó 22 de mayo de 2013 -rec. 524/2010 -, entre otras), tales normas han sido asumidas por normas ulteriores de rango superior: A) De un lado, la Disposición adicional decimoquinta del Real Decreto-ley 20/2011, de 30 de diciembre , de medidas urgentes en materia presupuestaria, tributaria y financiera para la corrección del déficit público, aprobó para el año 2012 '[...] la fijación conforme al Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, de los precios de retribución de la energía, el volumen máximo de producción que puede ser programado en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro y las cantidades de carbón autóctono a adquirir por los titulares de las centrales para cada central'.

B) Por otro lado, el artículo 11 del 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, fijó igualmente fijado para el año 2012 el volumen máximo de producción a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro , regulado en el Real Decreto 134/2010.

SÉPTIMO.-La Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética tiene como objetivo, según se indica en su Preámbulo, armonizar nuestro sistema fiscal con un uso más eficiente y respetuoso con el medioambiente y la sostenibilidad. Siendo uno de los ejes de esa reforma tributaria la internalización de los costes medioambientales derivados de la producción de la energía eléctrica y del almacenamiento del combustible nuclear gastado o de los residuos radiactivos.

De esta forma, la Ley pretende servir de estímulo para mejorar nuestros niveles de eficiencia energética a la vez que permiten asegurar una mejor gestión de los recursos naturales y seguir avanzando en el nuevo modelo de desarrollo sostenible, tanto desde el punto de vista económico y social, como medioambiental. Además quiere contribuir a la integración de las políticas medioambientales en nuestro sistema tributario, en el cual tienen cabida tanto tributos específicamente ambientales, como la posibilidad de incorporar el elemento ambiental en otros tributos ya existentes.

Para lograr estos objetivos se regulan tres nuevos impuestos: el impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica, el impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos resultantes de la generación de energía nucleoeléctrica y el impuesto sobre el almacenamiento de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos en instalaciones centralizadas; se crea un canon por utilización de las aguas continentales para la producción de energía eléctrica; se modifican los tipos impositivos establecidos para el gas natural y el carbón, suprimiéndose además las exenciones previstas para los productos energéticos utilizados en la producción de energía eléctrica y en la cogeneración de electricidad y calor útil.

En lo referente al impuesto sobre el carbón, la Ley suprime la exención prevista en el 79.3.a) de la Ley 38/1992, de 28 de diciembre de Impuestos Especiales, para las operaciones que constituyan puesta a consumo de carbón cuando impliquen el empleo de este en la producción de energía eléctrica. Así, tras la reforma, deben tributar a un tipo impositivo de 0,65 euros por giga-julio.

El fundamento de la revisión de ese tratamiento fiscal es, según se indica en el Preámbulo de la Ley, que las actividades de generación de electricidad a partir de combustibles fósiles constituyen grandes focos de emisión de gases de efecto invernadero, por lo que desde un punto de vista fiscal, se ha llegado a la consideración de que esta forma de generación de electricidad ha de ser gravada de forma más acorde, en relación con las externalidades que produce.

Alega la recurrente este impuesto incrementa el coste de adquisición del carbón por parte de la central térmica, ha de ser considerado como un coste adicional por la adquisición el combustible puesto en central, que debería haber sido incluido, en aplicación de lo establecido en el RD 134/2010, en el cálculo del precio de la energía, como coste variable.

Al respecto, ha de precisarse que es cierto que el RD 134/2010, incluye entre los costes variables a tener en cuenta para determinar el coste unitario de generación, el coste de combustible puesto en central. Pero para el cálculo de este parámetro (CCi: coste del combustible expresado en Euros/MWh) establece una fórmula concreta, a saber:

1000 x FCAi x [PRCAi x ConsEspi / PCSi] + 1000 x (1 - FCAi ) x ( Pp / C$€ + PRLi) x ConsEspi / PCSi

Donde:

FCAi Es el tanto por uno de carbón autóctono en energía, que será fijado anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y acreditado ante la Comisión Nacional de Energía por los titulares de las instalaciones.

PRCAi Son los precios de adquisición del carbón autóctono para cada central, expresados en €/t que incorporan las correcciones por motivos de calidad. Estos precios serán calculados a partir de los de 2009 que se incrementarán un 2 % anual hasta el año 2012. En el caso del almacenamiento estratégico temporal de carbón (AETC) se considerarán además los costes logísticos y de gestión.

ConsEspi es el consumo específico de la central expresado en te PCS/kWh en barras de central.

PCSi y PCS'i son los poderes caloríficos superiores del carbón autóctono y del combustible de referencia de la central i expresados en te PCS/t.

C$€: Cambio del dólar frente al euro (en $/€). Se establecerá anualmente por resolución de la Secretaría de Estado de Energía y serán supervisados por la Comisión Nacional de Energía antes del 15 de julio del año inmediatamente posterior. Para su fijación se tomara la media del mes de noviembre del año anterior publicado en el boletín estadístico del Banco de España.

Pp es el precio del producto por tipo de combustible.

PRLi es el precio de referencia de los costes de logística de los combustibles puestos en la central i en €/ t.

En esta fórmula no se contemplan los costes tributarios, ni ha sido modificada por la Ley 15/2012, para incluir los impuestos que la misma regula, que han de ser asumidos por el titular de la central térmica; y tampoco existe previsión legislativa en ninguna otra noma que así lo establezca. Y a ello no obsta el hecho de que el impuesto sobre el carbón no sea liquidado por el titular de la central térmica, puesto que, aunque el mismo no sea el sujeto pasivo del impuesto, es la que lo soporta por la vía de su repercusión por parte del sujeto pasivo, que es el productor de carbón. Se trata pues, de una deuda tributaria, aunque suponga evidentemente un coste para el titular de la central. Pero con independencia de la naturaleza de ese coste, lo cierto es que no está contemplado normativamente entre los parámetros a tener en cuenta para calcular el 'coste del combustible puesto en central', como parte del coste variable que integra el 'coste unitario de generación'.

Y en cuanto al impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica, se configura como un tributo de carácter directo y naturaleza real que grava la realización de actividades de producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, a través de cada una de las instalaciones ( art. 1º Ley 15/2012 ). El impuesto se aplicará a la producción de todas las instalaciones de generación, según se indica en el Preámbulo. Su base imponible está constituida por el importe total que corresponda percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, por cada instalación, en el período impositivo. Siendo el tipo impositivo el 7%.

En relación con este Impuesto son trasladables las consideraciones realizadas en el fundamento precedente sobre la falta de previsión normativa alguna de inclusión de los costes tributarios en el 'coste unitario de generación'.

OCTAVO.-En cuanto al infracción del principio de no discriminación se alega que, al no reconocer los costes que suponen los impuestos, la resolución introduce asimetrías en la retribución de los diferentes generadores, pues aquellos no afectados por la obligación de servicio público pueden repercutir los costes en los que incurren como consecuencia de los referidos Impuestos, mientras que los generadores sujetos al Real Decreto 134/2010 no pueden adoptar una medida compensatoria similar.

La Sala ya declaró que el término de comparación que se utiliza no justifica, sin embargo, su pretensión. Pues no son situaciones asimilables, la del empresario que actúa en el mercado libre, y que asume un riesgo, y la de la recurrente en tanto titular de determinadas centrales térmicas obligadas a participar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, que tiene garantizada la colocación en el mercado del volumen de electricidad previsto en el plan de funcionamiento semanal elaborado por REE generado a partir de carbón autóctono, al precio establecido en la resolución impugnada.

A estos efectos, conviene señalar que la Decisión de la Comisión de 29 de septiembre de 2010 (ayuda estatal nº N178/2010) declara que 'la compensación por servicio público pagada a los productores de electricidad permitirá a estos recortar los costes fijos y variables asociados a las centrales de carbón autóctono cubiertas por el régimen, mientras que es posible que con los mecanismos normales del mercado que habrían regido si no hubiera existido la medida notificada, los productores de electricidad no hubieran podido recortar sus costes fijos mediante los ingresos procedentes de la venta de la electricidad producida por sus centrales de carbón autóctono. Por consiguiente, sin la medida notificada, dichos productores se habrían enfrentado al riesgo de tener que cubrir parte de los costes fijos de sus centrales de carbón autóctono con fondos distintos de los generados por estas centrales'.

Y añade que 'Por lo tanto, la compensación por servicio público fortalecerá su posición financiera y, en consecuencia, su posición competitiva frente a otras empresas eléctricas que compiten con ellos en España o en otros Estados miembros en los mercados mayoristas de la electricidad o en otros mercados'.

No obstante, la inclusión de los costes que implican los referidos impuestos en el precio de su oferta, por parte de los titulares de otras centrales no sujetas al mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro, aunque pueda ser así, se trata actualmente de una mera suposición, y en todo caso, no viene determinado por la Ley 15/2012, ni por ninguna otra norma. Y en el supuesto de producirse no tiene porque ser de la totalidad del coste generado por los impuestos, como pretende la actora.

En el presente recurso se añade que la 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 (B.O.E de 20 de junio de 2014), incluye en los costes variables de las instalaciones, tanto el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica como el Impuesto sobre Hidrocarburos (similar el Impuesto Especial sobre el Carbón).

Pero en relación con esta misma Orden ya se declaró en la SAN 4ª de 5 de octubre de 2014 (rec. 58/2013 ), que se refiere a un marco normativo diferente al contemplado en el presente recurso, que viene determinado por el nuevo marco retributivo recogido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, como consecuencia de la habilitación conferida por el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio; y en el 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.

Este marco pretende articular una retribución que permita a las instalaciones renovables, a las de cogeneración y residuos cubrir los costes necesarios para competir en el mercado en nivel de igualdad con el resto de tecnologías y obtener una rentabilidad razonable. Se establece, así, un régimen retributivo específico, adicionalmente a la retribución que les corresponda por su participación en el mercado de producción de energía eléctrica a través de cualquiera de sus modalidades de contratación, que podrá ser percibido por las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos que no alcancen el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que les permitan competir en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado obteniendo una rentabilidad razonable.

Para el cálculo de la retribución específica se considerará para una instalación tipo, los ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción, los costes de explotación medios necesarios para realizar la actividad y el valor de la inversión inicial de la instalación tipo, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada.

La finalidad y los presupuestos de este marco retributivo son, pues, diferentes al que corresponde al procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, y se basa en parámetros distintos. Éste supone una compensación económica por la prestación de un servicio público de interés económico general; y como señaló la Comisión en la Decisión por la que autorizaba la misma, el coste de generación unitario calculado ex ante no se correspondía con el soportado por el operador de unas instalaciones bien explotadas y equipadas; y que la compensación real, una vez realizado el ajuste ex post, dependerá de los costes reales de cada empresa afectada y de sus ingresos y no de los costes de una empresa de generación de electricidad media bien gestionada y debidamente equipada.

Por otro lado, también el legislador optó expresamente por no incluir determinados costes, como los correspondientes al transporte de carbón autóctono, según se pone de relieve en el apartado 61 de la Decisión de la Comisión, con la finalidad de que el titular de la central compre el carbón a la mina más cercana, que sería su suministrador habitual.

Así, tratándose de una ayuda consistente, como se ha dicho, en una compensación económica por la prestación de un servicio público de interés económico general, constituye una legítima opción de política energética la inclusión o no de determinados parámetros en el importe de la misma, siempre que se respete el fin perseguido. Y en este caso se optó por no incorporar los costes tributarios.

NOVENO.-También se opone la infracción del principio de interdicción de la arbitrariedad al no reconocer el coste que suponen los referidos impuestos, cuando si se ha reconocido expresamente el 'peaje de generación' de 0,5 €/MWh al que se refiere la Disposición Transitoria Primera del Real Decreto-Ley 14/2010 .

La Sala ya ha señalado que la inclusión de ese 'peaje de generación', a diferencia de los impuestos que se pretenden, tiene cobertura normativa lo que descarta la existencia de arbitrariedad, pues la diferencia está justificada.

Así, se argumenta que: " En efecto, es cierto que la Resolución de 8 de febrero de 2011 de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2011 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro (BOE 10/02/2011) en su apartado tercero. 4 expone que 'no se ha considerado en los costes variables el peaje al que se refiere la disposición transitoria primera del Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre , por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico, que deberá incorporarse a su entrada en vigor según se establezca reglamentariamente'. Y que, posteriormente, la Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, incluyen el 'peaje de 0,5 €/MWh al que se refiere la disposición transitoria primera del Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre '. Inclusión que viene realizándose en las Resoluciones posteriores. Pero como razona la Abogacía del Estado, al no venir dicho coste incluido en la metodología del Real Decreto 134/2010, la Secretaría de Estado no lo incluyó hasta que no existió la correspondiente habilitación normativa, la cual se produjo con la publicación de la Disposición Transitoria Única del Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre, donde con claridad se dice que el precio de peaje de generación será de 0,5 EUR/MWh añadiéndose que dicha cifra será también incluida 'en el coste unitario de generación de los grupos adscritos al Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica'. Por lo tanto, dicho coste no se tuvo en cuenta por la Administración hasta que se introdujo normativamente en la 'metodología'.

Por tanto, en este caso, existe habilitación normativa específica. La cual, insistimos, no existe para lo pretendido en el caso de autos (...) ".

DÉCIMO.-Por lo que se refiere a la vulneración del derecho comunitario, se rechazó la infracción de la Decisión de la Comisión Europea de 29 de septiembre de 2010, que autorizó tanto la obligación de servicio público impuesta a determinadas centrales por el RD 134/2010, consistente en su participación en el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro, como la contraprestación económica a percibir por las mismas, por las siguientes razones

La Decisión de la Comisión analiza la metodología para el cálculo de los costes unitarios de generación prevista en el RD 134/2010, que no incorpora las cargas tributarias, y concluye que estas categorías de costes corresponden a los costes habitualmente soportados en la generación de electricidad por una central de carbón; considerando, en base a los distintos elementos que analiza, que estos costes se calcularán de manera precisa y objetiva y se corresponderán de hecho a la prestación de un servicio de interés económico general.

Y en cuanto al beneficio integrado en la compensación por servicio público, señala que 'tendrá en cuenta, de conformidad con el punto 18 del Marco sobre la compensación por servicio público, el bajo nivel de riesgo atribuido a la actividad de las centrales de carbón autóctono en el marco del servicio de interés económico general, puesto que se tratará de la misma tasa que la que se utiliza para la retribución de la producción de electricidad regulada en los sistemas insulares y extrapeninsulares, que también cuentan con un riesgo limitado'.

Precisa que 'Además, esta tasa se ha establecido sobre la base de una metodología estándar basada en el coste medio ponderado del capital (WACC) de las empresas eléctricas. Esta tasa de retribución antes de impuestos estimada al 7,86%, corresponde a una tasa de retribución de 5,5% libre de impuestos. Las autoridades españolas han presentado cálculos detallados que muestran que dicha tasa es inferior al WACC observado para el sector eléctrico español entre 2003 y 2009. Además esta tasa es también inferior al WACC de las operaciones de red de transmisión y distribución que son actividades reguladas con un riesgo comercial muy reducido, como la producción de electricidad a partir de carbón autóctono bajo la obligación de servicio público prevista en el real Decreto modificado'.

Y concluye, habida cuenta de estos elementos, que 'el beneficio previsto por España puede considerarse razonable'.

Por lo que ha de concluirse que los parámetros incluidos en el Anexo II reconocían a los titulares de las centrales la recuperación de los costes inherentes a la prestación del servicio que se pretende retribuir. Que ninguna norma posterior ha modificado dicho Real Decreto para incluir costes como los pretendidos en este recurso, por lo que tampoco pueden incorporarse en la resolución impugnada. Y que el beneficio que se establece se considera razonable. En consecuencia, no puede afirmarse que resulte vulnerado el principio de proporcionalidad.

Los nuevos conceptos impositivos, lógicamente, suponen una disminución de los beneficios o ingresos desde una perspectiva empresarial, como se deduce de los informes que se han aportado con la demanda, pero ello con independencia que se trate de centrales que estén sujetas o no al sistema de 'restricciones por garantía de suministro'. Por lo tanto, el abono de los mencionados impuestos, lógicamente, no depende del hecho de estar sujeto a dicho sistema, sino al de ser sujeto pasivo del impuesto en los términos descritos por la ley. Y, como se razona por la Abogacía del Estado, de computarse el coste de estos impuestos, cabría cuestionarse porque sólo deberían tenerse en cuenta estos y no cualquier otra carga tributaria

DÉCIMOPRIMERO.-Tampoco se ha acogido la infracción del marco comunitario de las ayudas estatales en forma de compensación por servicio público y la jurisprudencia comunitaria relacionada (sentencias Altmark Trans y Regierungspräsidium Magdeburg, Ferring, Servizi Ausiliari Dottori Comercialisti y Essent Netweek Noord).

Se señala que fue la propia Comisión la que en su escrito dirigido al Gobierno de España hizo referencia a la sentencia Altmark -folios 33 y ss. del informe-. Razonando que los titulares de las centrales eléctricas se beneficiarán de una compensación por la prestación de un servicio de interés general -compensación por servicio público-. Pues bien, lo que estableció la sentencia Altmark fue el conjunto de requisitos que deben reunirse por las compensaciones por servicio público para no otorgar una ventaja financiera real y no ser consideradas ayudas estatales, pero la doctrina de dicha sentencia no garantiza un mínimo de rentabilidad a las entidades que perciben la compensación. Lo que dice la sentencia es que la 'compensación' no puede 'superar el nivel necesario para cubrir total o parcialmente los gastos ocasionados por la ejecución de las obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un beneficio razonable relativo a la ejecución de estas obligaciones', pues de hacerlo estaríamos ante una ayuda estatal; pero no que deba garantizarse un determinado margen de beneficio a las entidades que perciben la compensación.

Más adelante, en el mismo escrito -folio 41 y ss-, la Comisión analiza, precisamente, la 'compensación por servicio público' que percibirán las titulares de las centrales eléctricas seleccionadas. La Comisión sostiene que 'los costes que se tienen en cuenta en el cálculo de la compensación son solo los costes ocasionados por la producción de electricidad en el marco del servicio de interés económico general', cálculo que se 'ajustará a los criterios definidos en el Real Decreto' y que no comprenden los derivados de los impuestos, de hecho, la Comisión los enuncia con detalle en los folios 41 y siguientes, sin que en ningún caso se haga referencia a los costes que la entidad recurrente pretende incluir en éste litigio. Ciertamente, en el punto 146 -pag. 43- la Comisión hace referencia al 'beneficio' integrado en la compensación por servicio público, pero lo hace para determinar si su cuantía es 'razonable' y no encubre una ayuda estatal, no para garantizar un mínimo necesario de beneficio'.

DÉCIMOSEGUNDO.-Por último, y en cuanto a la infracción del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (art. 108.3 ), entiende que la resolución, al no incluir los nuevos costes en los que han de incurrir los titulares de las centrales por la aparición de los referidos impuestos, viene a modificar las condiciones incluidas en el RD 134/2010, con las que fue autorizada la compensación, y por tanto, debería haber sido comunicado a la Comisión Europea.

Este motivo se rechazó, afirmando que la resolución de 13 de febrero de 2013 se atiene a los parámetros establecidos en el Anexo II del Real Decreto 134/2010, que no prevé expresamente la inclusión de los referidos impuestos en el coste unitario de generación, lo que ya tuvo en cuenta por la Comisión al autorizar el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro. Por tanto, no se ha producido ninguna modificación de los términos en que se otorgó dicha autorización que deba ser notificada a la Comisión.

DÉCIMOTERCERO.-To dos estos fundamentos fueron confirmados por el Tribunal Supremo precisando que:

1.- La resolución impugnada no es tachable de arbitrariedad puesto que incorpora los diferentes conceptos y de manera detallada los parámetros utilizados para fijar el coste unitario de generación. No hay arbitrariedad, sino aplicación de previsión y cálculo de naturaleza esencialmente económica en un marco jurídico ya establecido. Constituye una legítima opción de política energética la inclusión o no de determinados parámetros en el importe de la misma, siempre que se respete el fin perseguido. Y en este caso se optó por no incorporar los costes tributarios.

2.- Tampoco se advierte la infracción del principio de no discriminación, pues no se aporta un término de comparación válido, ya que el señalado por la recurrente se refiere a otras centrales eléctricas que se encuentran sujetas a un diferente régimen jurídico y económico y que no utilizan carbón autóctono, término inidóneo para articular el correspondiente juicio de igualdad. Siendo distintas las situaciones de partida, no cabe apreciar discriminación que aquí se denuncia pues las centrales eléctricas señaladas por la recurrente (...) que tiene su funcionalidad propia y un régimen específico, se compara con otras centrales eléctricas que presentan diferencias objetivas en cuanto no emplean carbón autóctono y no están sujetas a las peculiaridades de dicho régimen, razón por la que cabe concluir que no se aporta un término de comparación idóneo.

DÉCIMOCUARTO.-To das los anteriores razonamientos son aplicables al presente recurso puesto que la resolución aquí impugnada, lo que hace es establecer el procedimiento para el cálculo de de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Ahora bien, pero para ello ha de ajustarse a la metodología establecida en el apartado 3.2 del Anexo II del Real Decreto 134/2010 para fijar los costes unitarios, que no incluye los referidos impuestos, lo que se ha declarado conforme a derecho. Y la Secretaría de Estado de Energía no podría introducir o tener en cuenta para determinar el coste real, nuevos parámetros que no estén incluidos en citado apartado 3.2 del Anexo II, como ya se dijo en la Sentencia de esta Sala de 5 de noviembre de 2014 (rec. 58/2013 ) en la que se puso de manifiesto que:

" (...) el sistema establecido en el Real Decreto se prevé que la Secretaría de Estado fije anualmente mediante resolución (en este caso se impugna la de 2013) los costes unitarios de generación según los parámetros que en el mismo se establecen, entre los que no se encuentran las cargas impositivas como las que pretende incluir la recurrente, tal y como se ha concluido. No obstante esta fijación ex ante de los costes unitarios, se prevé que las auditorías de las empresas propietarias de estas centrales incluyan en sus auditorías anuales una segregación de las cuentas para cada una de las centrales incluidas en el proceso, con el suficiente detalle para que la Comisión Nacional de Energía pueda determinar ex post todos y cada uno de los parámetros en la metodología que se establece en el apartado 3.2 del Anexo II. Los titulares de las centrales deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía (antes del 15 de julio) la auditoría de cuentas. Y la Comisión Nacional de Energía, de acuerdo con la auditoría y la metodología que se establece en el citado apartado 3.2, efectuará el cálculo de los costes reales correspondiente al volumen de energía eléctrica producida por la central, y lo comunicará al operador del sistema quien liquidará el exceso o defecto de retribución por este concepto a cada central.

Por tanto, en el esquema expuesto, el control ex post que realiza la Comisión Nacional de la Energía para calcular los costes reales en que ha incurrido el titular de la central ha de ajustarse a la metodología establecida en el apartado 3.2 del Anexo II del Real Decreto para fijar los costes unitarios. Y viene referido a la variación en el importe de los costes unitarios reconocidos en la resolución de la Secretaría de Estado. Pero lo que no puede hacer la CNE es introducir o tener en cuenta para determinar el coste real, nuevos parámetros que no estén incluidos en citado apartado 3.2 del Anexo II.

Por tanto, las alegaciones del Abogado del Estado no pueden interpretarse en el sentido de que la CNE en el seguimiento ex post pueda reconocer como costes el importe de los Impuestos objeto de litigio, ni que esté reconociendo la procedencia de su inclusión en el 'coste unitario de generación'.

Por otro lado, conviene precisar que este mecanismo de fijación de una retribución a priori por la Administración, y una revisión a posteriori por la CNE, tenía por finalidad, ajustar la retribución a los costes reales, principalmente, para evitar una sobrecompensación de las centrales de carbón. Así se establece en la memoria económica del proyecto de modificación del Real Decreto 134/2010 -obrante en el expediente-, cuando se afirma que 'Se incluyen condiciones para evitar la sobrecompensación de las centrales de carbón autóctono. En este sentido se contemplan dos (en realidad son tres) tipos de medidas: 1º Se desarrolla un mecanismo para asegurar que las centrales obtienen la retribución regulada que a priori fija la Administración con independencia de su casación en el mercado; 2º Se establecen condiciones de revisión de los precios de retribución durante el ejercicio cuando varíen determinadas condiciones; y 3º se establece el mecanismo de revisión a posteriori, por la CNE previa presentación de la correspondiente auditoría de la central, de tal forma que su retribución sea la correspondiente a los parámetros reales".

DÉCIMOQUINTO.-Un a vez que se ha concluido la improcedencia de incluir entre los parámetros contemplados en la resolución impugnada el importe de los impuestos regulados en la Ley 15/2012, no ha lugar a reconocer a la recurrente indemnización alguna por los daños y perjuicios supuestamente derivados de su no incorporación al precio de la energía, pretensión que ejercita como reconocimiento de una situación jurídica individualizada.

DÉCIMOSEXTO.-Pr ocede, pues, desestimar el recurso, con imposición de costas a la parte recurrente, de conformidad con lo que establece el artículo 139.1 de la LRJCA .

Vistos los preceptos legales citados,

Fallo

DESESTIMARel presente recurso contencioso administrativonº 992/2016interpuesto por la representación procesal deHIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.Acontra la Resolución de 19 de septiembre de 2016, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establece el procedimiento de cálculo de los costes reales para la realización de la liquidación definitiva anual del año 2014, correspondiente a la aplicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Con imposición de costas a la parte recurrente.

La presente sentencia es susceptible de recurso de casación que deberá prepararse ante esta Sala en el plazo de 30 días contados desde el siguiente al de sunotificación; en el escrito de preparación del recurso deberá acreditarse el cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 89.2. de la Ley de la Jurisdicción justificando el interés casacional objetivo que presenta.

Así por esta nuestra sentencia, testimonio de la cual será remitido en su momento a la oficina de origen, junto con el expediente, en su caso, lo pronunciamos, mandamos y firmamos.

PUBLICACIÓN.- En el mismo día de su fecha, fue leída y publicada la anterior Sentencia por la Ilma. Sra. Magistrado Ponente, hallándose constituida en Audiencia Pública, de lo que yo, la Secretario, doy fe.