Sentencia Contencioso-Administrativo 204/2026 Tribunal Supremo. Sala de lo Contencioso-Administrativo. Sección Tercera, Rec. 1079/2022 de 23 de febrero del 2026

PRIMERO.- Sobre el objeto y el planteamiento del recurso contencioso-administrativo

El recurso contencioso-administrativo que enjuiciamos se ha interpuesto por la representación procesal de la mercantil J.G.C. COGENERACION DAIMIEL, S.L. que solicita la nulidad de las siguientes Órdenes ministeriales:

1. Orden TED/989/2022, de 11 de octubre, por la que se establecen nuevas instalaciones tipo para el mantenimiento de los parámetros retributivos establecidos mediante la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, y los valores de la retribución a la operación correspondientes al segundo semestre natural del año 2020 y al primer semestre natural del año 2021, aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (en adelante, la "Orden TED/989/2022").

2. Orden TED/995/2022, de 14 de octubre, por la que se establecen los valores de la retribución a la operación correspondientes al segundo semestre natural del año 2021, aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (en adelante, la "Orden TED/995/2022").

3. Orden TED/1232/2022, de 2 de diciembre, por la que se actualizan 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, a efectos de su aplicación al año 2022 ("Orden TED/1232/2022").

4. Orden TED/1295/2022, de 22 de diciembre, por la que se establecen los valores de la retribución a la operación correspondientes al segundo semestre natural del año 2022, aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos (en adelante, la "Orden TED/1295/2022" y, junto con las anteriores, las "Órdenes Recurridas").

La parte recurrente solicita que se dicte sentencia estimando el recurso contencioso-administrativo interpuesto y que, por consiguiente, se acojan las siguientes pretensiones:

(i)Con relación a la Orden TED/989/2022, la Orden TED/995/2022 y la Orden TED/1232/2022, solicita que se acuerde la anulación de la Retribución a la operación (Ro) y la aprobación de otra que sea adecuada a Derecho excluyendo el índice Henry Hub de los índices que se usan para actualización de los costes de gas natural. Además, solicita que se le compensen los costes y se indemnicen los perjuicios ocasionados, que concreta en los costes de explotación fijos durante las paradas que tuvieron lugar en el año 2022 que alcanzan el importe de 291.616 euros y en la compensación por la no adopción de medidas retributivas que cubrieran los costes del Mecanismo de Ajuste o "excepción ibérica" por importe de 858.652 euros.

(ii) Subsidiariamente a la pretensión anterior, si se considerara que la Orden IET/1345/2015 exige la utilización del índice Henry Hub, entonces, solicita su nulidad a través de su impugnación indirecta con la consiguiente aprobación de una nueva retribución a la operación en la que se excluya la aplicación del índice Henry Hub para la actualización de los costes de gas natural y, adicionalmente, se compensen los costes y se indemnicen los perjuicios anteriormente señalados.

(iii) En relación con la Orden TED/1295/2022 solicita su nulidad por omisión de las medidas puntuales y adecuadas que hubieran permitido la cobertura de los costes de explotación de las plantas de cogeneración y que, consecuentemente, se compensen los costes y se indemnicen los perjuicios anteriormente referidos que alcanzan el importe total de 1.150.268 euros.

(iv) Adicionalmente, con relación a todas las Órdenes Recurridas, solicita que se acuerde la anulación de la Retribución a la operación (Ro) por no incluir el coste de los derechos de emisión de CO2 con el valor de referencia aprobado por la Comisión Europea y que, por consiguiente, se apruebe otra Retribución a la operación que se ajuste a dicho valor.

El Abogado del Estado se opone a todos los motivos de impugnación esgrimidos por la recurrente en el escrito de demanda, así como a la pretensión de plena jurisdicción de la parte demandante, con las alegaciones que detallaremos más adelante junto con el examen particular de cada uno de los motivos de impugnación expuestos por la recurrente en su escrito de demanda.

SEGUNDO.- Los precedentes de la Sala

Esta Sala ya se ha pronunciado en diversas sentencias con un sentido desfavorable a las pretensiones de la recurrente que coinciden con todas las cuestiones que se han planteado en el presente recurso contencioso-administrativo. Y son las sentencias números 970/2024, de 3 de junio (recurso 1084/2022), 1034/2024, de 12 de junio (recurso 133/2023), 1118/2024, de 24 de junio (recurso 1076/2022), 1168/2024, de 1 de julio (recurso 115/2023), 1653/2024, de 21 de octubre (recurso 1029/2022) y 1753/2024, de 31 de octubre (recurso 1057/2022).

Debemos hacer especial referencia a la primera de las sentencias citadas, número 970/2024, de 3 de junio (recurso 1084/2022), promovida contra las Órdenes ministeriales ahora impugnadas por la Asociación Empresarial para el Desimpacto Ambiental de los Purines (ADAP), en la que la coincidencia entre los recursos se extiende a los términos en los que aparecen redactados los escritos de demanda y contestación, con la única excepción de las alegaciones relativas a la pretensión de plena jurisdicción de reclamación de perjuicios ocasionados a las instalaciones que se deduce en este recurso y que no se incluyeron en la demanda del recurso precedente por ser el recurrente una Asociación empresarial que carece de instalaciones de cogeneración.

Vista la coincidencia de las cuestiones planteadas, por razones de unidad de doctrina, igualdad en la aplicación de la ley y seguridad jurídica acudiremos a los razonamientos jurídicos contenidos en la citada sentencia número 970/2024, complementada por auto de aclaración de fecha 13 de junio de 2024.

TERCERO.- Sobre el régimen retributivo específico. Marco normativo

El marco jurídico relevante del régimen retributivo específico para las plantas de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos está constituido principalmente por el Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico; la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico; 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 y la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones con régimen retributivo específico.

El Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, según su Preámbulo, habilita al Gobierno para aprobar un nuevo régimen jurídico y económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica existentes a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. Este se basará en la percepción de los ingresos derivados de la participación en el mercado, con una retribución adicional que, en caso de resultar necesario, cubra aquellos costes de inversión que una empresa eficiente y bien gestionada no recupere en el mercado. Y añade:

«Este marco articulará una retribución que permitirá a las instalaciones renovables, a las de cogeneración y residuos cubrir los costes necesarios para competir en el mercado en nivel de igualdad con el resto de las tecnologías y obtener una rentabilidad razonable.

[...]

Para el cálculo de la retribución específica se considerará para una instalación tipo, los ingresos por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción, los costes de explotación medios necesarios para realizar la actividad y el valor de la inversión inicial de la instalación tipo, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada. De esta manera se instaura un régimen retributivo sobre parámetros estándar en función de las distintas instalaciones tipo que se establezcan.»

El artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico establece:

«7. Excepcionalmente, el Gobierno podrá establecer un régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos, cuando exista una obligación de cumplimiento de objetivos energéticos derivados de Directivas u otras normas de Derecho de la Unión Europea o cuando su introducción suponga una reducción del coste energético y de la dependencia energética exterior, en los términos establecidos a continuación:

a) El otorgamiento de este régimen retributivo específico se establecerá mediante procedimientos de concurrencia competitiva. Este régimen retributivo, adicional a la retribución por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción, estará compuesto por un término por unidad de potencia instalada que cubra, cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo.

Este régimen retributivo será compatible con la sostenibilidad económica del sistema eléctrico de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 13 y estará limitado, en todo caso, a los objetivos de potencia que se establezcan en la planificación en materia de energías renovables y de ahorro y eficiencia.

b) Para el cálculo de dicha retribución específica se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada, los valores que resulten de considerar:

i. Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción.

ii. Los costes estándar de explotación.

iii. El valor estándar de la inversión inicial.

[...]

El régimen retributivo no sobrepasará el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que permitan competir a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos en nivel de igualdad con el resto de las tecnologías en el mercado y que permita obtener una rentabilidad razonable referida a la instalación tipo en cada caso aplicable. Esta rentabilidad razonable girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado [...].»

Por otra parte, el artículo 17.1 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, determina la forma de cálculo de la retribución a la operación:

«la retribución a la operación por unidad de energía de la instalación tipo se calculará de forma que adicionada a la estimación de los ingresos de explotación por unidad de energía generada iguale a los costes estimados de explotación por unidad de energía generada de dicha instalación tipo, todo ello en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada».

Por consiguiente, el régimen retributivo específico está compuesto por:

a) Un término por unidad de potencia instalada que cubre los costes de inversión para cada instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía en el mercado. Dicho término se denominará retribución a la inversión (Rinv) y se calculará conforme a lo previsto en el artículo 16 del Real Decreto 413/2014, expresado en €/MW.

b) Un término a la operación que cubre, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos estándar de operación de dicha instalación tipo. Dicho término se denominará retribución a la operación (Ro) y se calculará conforme a lo previsto en el artículo 17 del Real Decreto 413/2014, expresado en €/MWh. Sólo tienen retribución a la operación aquellas instalaciones cuyos costes de explotación son superiores a los ingresos que obtienen por la venta de la energía en el mercado (este es el caso de las instalaciones de cogeneración).

Para el cálculo de dicha retribución se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada, los valores que resulten de considerar:

- Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción.

- Los costes estándar de explotación.

- El valor estándar de la inversión inicial.

Finalmente, la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, regula la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible.

Una vez expuesto el régimen jurídico que debemos tener en cuenta, procedemos al examen de cada uno de los motivos de impugnación esgrimidos por la parte recurrente contra las Órdenes impugnadas.

CUARTO.- Sobre el incumplimiento de la obligación de actualización en plazo de los parámetros referidos a la retribución a la operación

A. Alegaciones de la parte demandante

La recurrente inicia su exposición destacando la trascendencia para las instalaciones de cogeneración que la retribución a la operación refleje adecuadamente el coste del gas natural, porque no tiene otras posibilidades de recuperar los costes.

En este sentido, aduce que la retribución a la operación no se fija adecuadamente cuando la Administración incumple la obligación de actualizar la retribución a la operación en el plazo legalmente establecido.

A este respecto, señala que el marco regulatorio establece que la retribución a la operación (en adelante, Ro) o de las instalaciones cuyos costes dependen esencialmente del precio del combustible debe actualizarse semestralmente, antes del 1 de enero y del 1 de julio de cada año. Por ello, la metodología de cálculo prevista en la Orden IET/1345/2015 se basa, entre otros elementos, en las cotizaciones de futuros registradas en el semestre anterior ('s-1') para el semestre cuya Ro se actualiza ('s'), por cuanto que, la metodología de actualización de la Ro prevista en la Orden IET/1345/2015 está configurada para que pueda aplicarse antes de que comience el correspondiente semestre.

La recurrente sostiene que, cuando la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece que los valores de Ro para aquellas tecnologías cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible deben actualizarse por adelantado y, al menos, anualmente (semestralmente, según la Orden IET/1345/2015), responde a una razón muy concreta, como es que el precio del combustible tiene una alta volatilidad y, por tanto, al ser el principal coste de explotación de esas plantas, es necesario actualizar dicho valor con una mayor periodicidad. Por ello, es necesario que la Ro se ajuste a los costes reales de este tipo de plantas y sus operadores puedan conocer con suficiente antelación la Ro que van a percibir atendiendo a dichos costes.

Insiste en que, la actualización en los plazos establecidos antes de cada semestre (esto es, antes del 1 de enero y del 1 de julio de cada año) es esencial para que cualquier empresa eficiente y bien gestionada, cuyos costes dependan esencialmente del precio del combustible, pueda tomar decisiones informadas sobre si van a cubrir o no sus costes.

Sin embargo, las Ordenes impugnadas se han aprobado y publicado sin respetar esos plazos. Así,

(i) La orden de actualización de la Ro del segundo semestre natural del año 2020 debía haberse aprobado y publicado, como tarde, el 1 de julio de 2020. No obstante, se aprobó el 11 de octubre de 2022 con la Orden TED/989/2022, que se publicó el 21 de octubre de 2022, con un retraso de 2 años, 3 meses y 20 días. Destaca, especialmente, el transcurso de tiempo entre que la Orden debiera haber sido aprobada hasta que se produjo la consulta pública de la Orden (un año y medio).

(ii) La orden de actualización de la Ro del primer semestre natural del año 2021 debía haberse aprobado y publicado, como tarde, el 1 de enero de 2021. No obstante, se aprobó el 11 de octubre de 2022 con la Orden TED/989/2022, que se publicó el 21 de octubre de 2022, con un retraso de 1 año, 9 meses y 20 días.

(iii) La orden de actualización de la Ro del segundo semestre natural del año 2021 debía haberse aprobado y publicado, como tarde, el 1 de julio de 2021. No obstante, se aprobó el 14 de octubre de 2022 con la Orden TED/995/2022, que se publicó el 22 de octubre de 2022, con un retraso de 1 año, 3 meses y 21 días.

(iv) La orden de actualización de la Ro del primer semestre natural del año 2022 debía haberse aprobado y publicado, como tarde, el 1 de enero de 2022. No obstante, se aprobó el 2 de diciembre de 2022 con la Orden TED/1232/2022, que se publicó el 14 de diciembre de 2022, con un retraso de 11 meses y 13 días.

(v) La orden de actualización de la Ro del segundo semestre natural del año 2022 debía haberse aprobado y publicado, como tarde, el 1 de julio de 2022. No obstante, se aprobó el 22 de diciembre de 2022 con la Orden TED/1295/2022, que se publicó el 28 de diciembre de 2022, con un retraso de 5 meses y 27 días.

Y, según expone la recurrente, esa falta de actualización en plazo de la retribución a la operación le ha llevado a reducir o, incluso, a paralizar la producción ante la incertidumbre sobre la cuantificación de los costes que, finalmente, se le reconocieron.

Añade que, además, el retraso en la aprobación de la actualización de la retribución a la operación ha llevado a la Administración a fijar los costes "a posteriori" (esto es, una vez finalizado el semestre correspondiente o, en el caso del segundo semestre al final de dicho periodo) usando una metodología de actualización de costes diseñada para su aplicación "ex ante" (antes del inicio del semestre correspondiente). Y el resultado ha sido fijar un precio distorsionado y alejado de los precios finalmente registrados.

Por otra parte, la entidad recurrente argumenta que una simple anulación de las Órdenes impugnadas por el retraso en la aprobación de los parámetros no solucionaría su situación económica. De modo que, más allá de ese efecto anulatorio por incumplimiento de la obligación de actualizar en plazo, considera que el retraso en la aprobación conlleva importantes consecuencias jurídicas al tiempo de aprobar la retribución a la operación como son:

- La metodología de actualización de la Orden IET/1345/2015 pierde sentido al hacerse una estimación del precio del gas natural para definir el coste para un periodo pasado.

- Ese retraso obliga a compensar a las instalaciones por los daños y perjuicios que, habiendo sido ocasionados por el incumplimiento por parte de la Administración de la obligación de actualizar la Ro en los plazos establecidos no se puedan articular mediante su recálculo o por medio de la retribución a la operación.

B. Alegaciones del Abogado del Estado

Expone que las bases fundamentales de la metodología establecida en la Orden IET/1345/2015, para la actualización de la retribución a la operación, consisten en considerar las variaciones intersemestrales de los precios de gas natural tanto a corto plazo (para lo cual se emplean los índices del National Balance Point (NBP) y del Henry Hub (HH), representativos de los precios del gas que se introduce en España a través de las plantas de regasificación, como a largo plazo (para lo cual se emplean los futuros del barril Brent, representativos de los precios del gas natural que se introduce en el país por gaseoducto).

Aduce que el artículo 4 de la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, dispone que la actualización de la retribución a la operación se realiza de forma semestral en base a una fórmula que se basa en varios índices de precios de mercados de referencia del gas natural distinguiendo los asociados a suministros por regasificadora y por gasoducto. Además, evalúa el incremento o decremento que se produce entre estos índices y los aplica proporcionalmente para actualizar el coste de gas de un semestre a otro.

Razona que la normativa aplicable no establece un plazo límite para la aprobación de las Órdenes ministeriales por las que se actualiza la retribución a la operación, según lo previsto en el artículo 20.3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Considera que el hecho de que la actualización deba ser semestral no comporta, ineludiblemente, que las Órdenes de actualización deban aprobarse en el semestre a que se refieren.

Por otra parte, argumenta que, en todo caso, la no actualización en el pretendido plazo no tendría consecuencias anulatorias, pues las instalaciones han seguido percibiendo, a cuenta, su retribución mensualmente con los últimos valores publicados; de manera que, posteriormente, una vez fijados los valores actualizados, la CNMC realiza las liquidaciones oportunas.

Lo que comporta que, en definitiva, el plazo para llevar a cabo esta actualización, de existir no sería esencial ni, por tanto, determinante de la nulidad de la actualización realizada fuera del mismo, sino constitutiva de una mera irregularidad no invalidante, conforme a lo dispuesto en el artículo 48.3 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre.

Discrepa de la recurrente cuando sostiene que la inseguridad jurídica derivada de la falta de actualización en plazo de la Ro induce a los titulares de las instalaciones a reducir o, incluso, a parar la producción ante la incertidumbre sobre la extensión de los costes que finalmente se les reconocerían. Por el contrario, el Abogado del Estado expone que no se han aportado datos que avalen las supuestas reducciones o paradas de la producción del sector de cogeneración derivadas de la incertidumbre por los retrasos. Es más, según datos de la CNMC, la generación eléctrica total de las instalaciones del grupo a.1.1, en las que se enmarcan las instalaciones de cogeneración, es de 25.121.007 GWh en 2019, 23.042.673 GWh en 2020 y 22.609.624 GWh en 2021. Es decir, las instalaciones operaron con absoluta normalidad durante el periodo de aplicación de la Orden TED/989/2022, de 11 de octubre, y la Orden TED/995/2022, de 14 de octubre.

C. Criterio de la Sala

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, regula la revisión de los parámetros retributivos aplicables a lo largo de la vida regulatoria, si bien con una cadencia distinta dependiendo del factor de que se trate.

Así, el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece:

«1.º En la revisión que corresponda a cada periodo regulatorio se podrán modificar todos los parámetros retributivos y, entre ellos el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable en lo que reste de vida regulatoria de las instalaciones tipo que se fijará legalmente.

En ningún caso, una vez reconocida la vida útil regulatoria o el valor estándar de la inversión inicial de una instalación, se podrán revisar dichos valores.

2.º Cada tres años se revisarán las estimaciones de ingresos por la venta de la energía generada, valorada al precio del mercado de producción, en función de la evolución de los precios del mercado y las previsiones de horas de funcionamiento.

Asimismo, se podrán ajustar los parámetros retributivos en función de las desviaciones del precio del mercado respecto de las estimaciones realizadas para el semiperiodo regulatorio anterior. El método de ajuste se establecerá reglamentariamente y será de aplicación en lo que reste de vida útil de la instalación.

3.º Al menos anualmente se actualizarán los valores de retribución a la operación para aquellas tecnologías cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible».

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, establece en el artículo 20.3 que:

«al menos anualmente se revisará, de acuerdo con la metodología que reglamentariamente se establezca, la retribución a la operación para aquellas instalaciones tipo a las que resulte de aplicación y cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible».

Y la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones con régimen retributivo específico, recoge la metodología que debe aplicarse y se basa en la evolución de los precios de los combustibles. La regulación de la citada Orden introduce como novedad que la actualización se realizará con periodicidad semestral, así se indica en el artículo 3 de la misma cuando señala que:

«La actualización, al alza o a la baja, de los valores de la retribución a la operación de las instalaciones tipo incluidas en el ámbito de aplicación de esta orden se realizará semestralmente. Los valores actualizados de la retribución a la operación se aprobarán por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, y serán de aplicación desde el 1 de enero o desde el 1 de julio según correspondan al primer o al segundo semestre del año».

Y, precisamente, la recurrente invoca ese incumplimiento del plazo de actualización y de aprobación de la retribución a la operación como motivo de nulidad de las Órdenes recurridas. Frente a ese argumento, el Abogado del Estado sostiene que la normativa aplicable no establece un plazo límite para la aprobación de las Órdenes ministeriales por las que se actualiza la retribución a la operación, según lo previsto en el artículo 20.3 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Y aunque reconoce que la actualización deba ser semestral, ello no comporta, a su juicio, que las Órdenes de actualización deban aprobarse en el semestre a que se refieren.

Esta Sala no comparte el razonamiento del Abogado del Estado. A este respecto, entendemos que la actualización, según lo dispuesto en las normas reseñadas, debe ser semestral y los nuevos valores actualizados son de aplicación desde el primer día del semestre correspondiente, lo que implica, sin lugar a duda, que se conozcan los nuevos valores actualizados antes de iniciarse el periodo semestral correspondiente.

A la vista de ello, resulta claro que en el supuesto que nos ocupa se incumplieron los plazos fijados para la aprobación de las Órdenes impugnadas que debían proceder a la actualización de los valores de la retribución a la operación.

Así, la Orden TED/989/2022, de 11 de octubre, que actualizaba los valores de la retribución a la operación correspondientes al segundo semestre natural del año 2020 y el primer semestre natural del año 2021, resultó que respecto al segundo semestre del año 2020 se aprobó con un retraso de 2 años y 3 meses. Y, respecto al primer semestre de 2021, se aprobó con un retraso de 1 año y 9 meses después.

La Orden TED/995/2022, de 14 de octubre, que aprobó los valores de retribución a la operación correspondientes al segundo semestre natural del año 2022, también se aprobó con retraso; concretamente, con un retraso de 1 año y 3 meses.

Y la Orden TED/1232/2022, de 2 de diciembre, que actualizaba estos parámetros para el 2022, se aprobó con un retraso de 11 meses para el primer semestre natural y de 5 meses para el segundo semestre natural.

Es evidente, por tanto, que la Administración incumplió su deber de actualizar estos parámetros retributivos en los plazos marcados en el ordenamiento jurídico y ello tiene relevancia para el funcionamiento de estas instalaciones, dado que la actualización en plazo contribuye a la seguridad jurídica y la toma decisiones sobre el funcionamiento de las instalaciones a la vista de los costes cubiertos.

No obstante, la consecuencia jurídica que conlleva este retraso no es la nulidad de las Órdenes Ministeriales impugnadas, pues, aunque la actualización extemporánea pudiera tener consecuencias negativas, no puede afirmarse que la naturaleza del término o plazo imponga su nulidad ( artículo 48.3 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre) que, por otra parte, conllevaría un vacío que generaría un perjuicio aún mayor.

La propia recurrente afirma que: «no pretendemos una simple anulación de las Órdenes Recurridas por el retraso en la aprobación de los parámetros, eso nada soluciona la situación de mis mandantes. Más allá de ese efecto anulatorio por incumplimiento de la obligación de actualizar en plazo, consideramos que el retraso en la aprobación conlleva importantes consecuencias jurídicas al tiempo de aprobar la retribución a la operación».

A tal efecto, esta Sala en la sentencia 2560/2016, de 5 de diciembre de 2016 (recurso 759/2014), ponía de relieve que la Orden IET/1345/2015 no es una norma aislada señalando que:

«Los titulares de las plantas de cogeneración pueden, con base en la información aportada tanto en esta Orden como en la Orden IET/1045/2014, debidamente complementada con el informe "Metodología para la definición de las instalaciones tipo de la Orden IET/1045/2014, área de cogeneración, IDAE", realizar estimaciones sobre la evolución tanto a corto como a largo plazo de la RO, antes de la sucesiva publicación por el Ministerio de su valor actualizado.

El Anexo VIII de la Orden IET/1045/2014 establece una previsión de ingresos y costes de explotación de cada instalación tipo para cada año durante toda la vida útil regulatoria, con cuantificación expresa del coste del combustible y del precio de mercado de la energía eléctrica. Esto significa que cualquier productor puede realizar estimaciones sobre las variaciones que puedan experimentar estos datos bajo las hipótesis que crea conveniente y obtener así valores previsibles de la RO y la RI durante la vida útil regulatoria, cuyas estimaciones serán tan precisas como lo sean sus propias hipótesis de evolución de precios de mercado de la electricidad y de combustibles».

En definitiva, el evidente retraso en la aprobación y publicación de la retribución a la operación constituye una irregularidad pero que no es determinante de su invalidez.

Por otra parte, las Órdenes de actualización de la retribución no constituye el ámbito en el que deben compensarse los perjuicios ocasionados por la inseguridad jurídica y la infracción de la confianza legítima generada por la tardanza en aprobar las Órdenes de actualización. Estos perjuicios tienen un origen, una naturaleza y una cuantía distinta a los provocados por el retraso en el cálculo de la retribución que se hace en las Órdenes, y serían resarcibles, en su caso, por vía de responsabilidad patrimonial.

La eventual compensación por los daños y perjuicios que pudieran haberse ocasionado a las empresas por el incumplimiento de la obligación de actualizar en plazo los valores que integran la retribución a la operación Ro no se ha llevado al súplico de su demanda, y la eventual reclamación por responsabilidad patrimonial deberá articularse por otra vía y, en definitiva, no procede realizar ninguna consideración al respecto.

Por consiguiente, este motivo de impugnación no puede prosperar.

QUINTO.- Sobre la insuficiencia de los costes de gas natural aprobados utilizando el índice Henry Hub

A. Alegaciones de la parte demandante

Expone que las Órdenes impugnadas deben anularse, en la medida en que la Retribución a la operación que ha aprobado es insuficiente para recuperar los costes de explotación, por lo que contraviene el mandato de cobertura o de suficiencia retributiva del régimen retributivo específico previsto en los artículos 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y 17.1 del Real Decreto 431/2014, de 6 de junio.

Y, según refiere, la declaración de nulidad debe comportar la necesidad de aprobar otra Ro que cumpla con tales exigencias.

Aduce que esta diferencia entre el coste reconocido y el coste soportado se ha debido, principalmente, al hecho de que la forma de cálculo empleada por la Administración para la actualización de los costes de gas se ha basado en una referencia incorrecta: el Henry Hub (HH), que se trata de un índice de precios en un punto de la red de transporte de Luisiana (EE.UU.) que no refleja la realidad de los precios en España, ni en la Unión Europea. Además, destaca que los titulares de las instalaciones de cogeneración, en el periodo objeto de análisis, han comprado el gas natural atendiendo, normalmente, al índice TTF.

Por otra parte, alega que desde el año 2021 el índice HH ha sido una referencia obsoleta e inadecuada. Tanto es así que, desde entonces y en la actualidad dicho índice o precio ni siquiera se usa como referencia para las ventas de gas natural procedente de Estados Unidos. Además, destaca que la falta de adecuación del HH para fijar el precio del gas natural se ha agravado con la situación de crisis energética que está experimentando Europa.

El mantenimiento del HH en la fórmula de cálculo de la Ro a partir del segundo semestre de 2020 contó, incluso, con la oposición de todo el sector y de la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. A pesar de que, como repetidamente señaló la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el HH no era un índice adecuado para calcular el precio del combustible, sin embargo, la Administración hizo caso omiso a todas estas recomendaciones.

Y, finalmente, la Orden TED/1295/2022 eliminó el índice Henry Hub de la cesta de precios del coste del gas natural a partir del segundo semestre de 2022 y mantuvo como índices de referencia el NBP (National Balancing Point) y el Brent.

Señala que la Administración no está obligada a aplicar la Orden IET/1345/2015 y que, por tanto, no está obligada a aplicar el Henry Hub como índice de actualización. Y ello porque:

a. La metodología de la Orden IET/1345/2015 deviene inaplicable cuando hay un retraso tan relevante en la aprobación.

b. La Administración podía, a través de las Órdenes impugnadas, eliminar la aplicación del índice Henry Hub.

Subsidiariamente, en caso de que se entendiera que era aplicable la metodología de la Orden IET/1345/2015, la recurrente considera que la Administración habría incumplido su obligación de remover los obstáculos que impiden la adecuada cobertura de costes para poder cumplir con la suficiencia retributiva de la retribución a la operación prevista en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

A su juicio, la Administración no puede permanecer impasible cuando se produce un desajuste entre el mecanismo de retribución previsto en una orden de desarrollo y el mandato legal derivado de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, posteriormente, concretado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio (de rango superior a una orden).

Por ello, en caso de que uno de los índices de actualización previstos en la Orden IET/1345/2015, atendidas las circunstancias de mercado, deviniera obsoleto, inadecuado o insuficiente para cuantificar de forma adecuada la actualización de la Ro que perciben las instalaciones cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible, la Administración ha de impulsar, o bien la sustitución de dicho índice, o bien su remoción.

Y así, el Tribunal Supremo en la sentencia de 14 de junio de 2021 que resuelve el recurso interpuesto contra la Orden TED/171/2020 dijo que: «se produzca un desequilibrio significativo en los ingresos y costes de explotación establecidos para cada instalación tipo, que ponga en riesgo la obtención de una rentabilidad razonable a las instalaciones de cogeneración, corresponderá, en su caso, al Gobierno valorar la necesidad de promover las reformas legales o reglamentarias que resulten pertinentes con el objeto de que la metodología aplicable por la Administración para el cálculo de la retribución a la operación y la regulación del régimen retributivo específico responda a los principios de objetividad, transparencia, eficiencia económica y no discriminación, en aras de cumplir los objetivos de lucha contra el cambio climático y reducir los gases de efecto invernadero, en el marco de las políticas energéticas y medioambientales de la Unión Europea».

Por consiguiente, la parte recurrente sostiene que las Órdenes impugnadas deben ser anuladas por cuanto que la retribución a la operación aprobada es insuficiente para recuperar los costes de explotación, contraviniendo el mandato de cobertura o suficiencia retributiva previsto en los artículos 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y 17.1 del Real Decreto 431/2014, de 6 de junio. Dicha nulidad comporta, a su juicio, la necesidad de aprobar otra retribución a la operación que cumpla con tales exigencias.

Y, precisamente, la actora considera que es la falta de modificación de la Orden IET/1345/2015 o, en su caso, de separación de sus términos para no aplicar el índice HH, el vicio jurídico del que adolecen la Orden TED/989/2022, la Orden TED/995/2022 y la Orden TED/1232/2022.

A la luz de lo expuesto, la parte recurrente concluye que:

(i) si la metodología prevista en la Orden IET/1345/2015, atendidas las circunstancias de mercado, deviniera obsoleta, inadecuada o insuficiente para cuantificar de forma adecuada la actualización de la Ro la Administración ha de separarse de ella o, en su caso, modificarla.

(ii) las Órdenes recurridas eran instrumentos idóneos para modificar el índice HH previsto en la Orden IET/1345/2015.

Subsidiariamente, la recurrente, en el caso de que se entendiera que era aplicable el artículo 4.2 de la Orden IET/1345/2015, formula recurso indirecto contra la Orden IET/1345/2015 en virtud del artículo 26 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa y con base en los razonamientos a los que nos hemos referido anteriormente.

B. Alegaciones del Abogado del Estado.

Destaca que los artículos 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y 17.1 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, fijan un límite máximo a los ingresos de Régimen Retributivo Específico de forma que "no sobrepasará [el régimen retributivo] el nivel mínimo necesario para cubrir los costes".

Expone que, no debe olvidarse que el objetivo del Régimen Retributivo Específico es garantizar una rentabilidad razonable a lo largo de la vida útil de la instalación, por lo que el análisis de los costes de combustible debe realizarse en el largo plazo y no circunscribirse a un periodo de tiempo semestral o anual en el que pueden darse circunstancias concretas que desvirtúen el análisis.

Así las cosas, resulta que la metodología de la Orden IET/1345/2015 responde a las necesidades del sector de la cogeneración, aporta predictibilidad al sector, lleva aplicándose desde su aprobación en 2015 para todos los semestres incluidos en cada periodo regulatorio, lo que está permitiendo que las cogeneraciones puedan operar, amortizar sus inversiones y alcanzar una rentabilidad razonable. Además, señala que esa Orden ministerial ya ha sido objeto de recursos contencioso-administrativos en los que se han dictado sentencias favorables a la Administración (entre otras, STS de 31 de octubre de 2017, recurso 4952/2016).

Afirma la adecuación de los costes derivados de los precios a lo largo de la vida útil de las instalaciones y presenta una gráfica que se extrae del Informe de la Subdirección General de Energías Renovables (SGER), de fecha 16 de octubre de 2023, donde se muestra la comparativa entre los precios de MIBGAS Spot, los precios de TTF Day Ahead (TTF DA) y los precios del gas natural reconocidos en las órdenes de actualización de la retribución a la operación.

La metodología de la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, se ha venido aplicando para la actualización semestral de la retribución a la operación desde su entrada en vigor en el segundo semestre de 2015, partiendo del precio del gas natural establecido en la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio (orden de partida del régimen retributivo específico), que fue el precio reconocido en 2014 y en el primer semestre de 2015.

A su juicio, carece de sentido modificar parcialmente esta metodología utilizando parte de los componentes de la formulación y otros no, ya que la propia esencia de la metodología perdería el sentido económico y jurídico y su predictibilidad.

Particularmente, con respecto al índice Henry Hub, sostiene que éste es uno de los dos índices que la metodología establecida en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, considera representativos de los precios del gas que se introduce en España a través de las plantas de regasificación, formando parte de la misma desde su aprobación en 2015 hasta el segundo semestre de 2022 ( artículo 4 de la Orden 1345/2015). Debe destacarse en este punto que la exclusión del índice Henry Hub de la metodología que actualiza los precios del gas natural no implica por defecto que el precio estimado disminuya, ya que puede darse tanto la situación de que al eliminar el índice Henry Hub el precio estimado aumente o que se reduzca, o incluso que prácticamente no haya diferencia. De hecho, esta última es la situación que se habría dado en caso de incluir el índice Henry Hub en la metodología empleada para la estimación del precio del gas natural para el primer semestre de 2020: la variación en los precios del gas natural que se obtiene es inferior al 3% y, en todo caso, se produce a favor de las instalaciones (los precios resultantes al considerar el índice HH son ligeramente menores).

Si se estableciera una comparativa entre el precio del gas con o sin el índice Henry Hub durante el segundo semestre de 2020 hasta el segundo semestre de 2022, concluye que la eliminación del índice Henry Hub de la metodología no aumenta el precio del gas natural en todos los semestres, sino que solo lo hace en los dos últimos, mientras que en el segundo semestre de 2020 y en el primero de 2021 el hecho de no considerar el índice Henry Hub en la metodología habría resultado en la estimación de un menor coste del gas natural, suponiendo, por consiguiente, una disminución de la retribución a la operación publicada en dichos periodos (en el segundo semestre de 2021 apenas hay diferencia entre considerar el índice y no hacerlo).

Es cierto que la Orden recurrida TED/1295/2023, de 22 de diciembre, actualiza la retribución a la operación del segundo semestre natural de 2022 y modifica la metodología de la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, al eliminar la referencia al mercado Henry Hub de la cesta de referencias de costes de adquisición de gas natural. Ahora bien, ello fue debido a que el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, introdujo un mecanismo temporal de ajuste de costes de producción de las instalaciones que utilizan como combustible gas natural o carbón, al objeto de limitar el impacto en el precio mayorista de la electricidad de la crisis energética, agravada por la invasión de Ucrania por parte de Rusia.

El principio de suficiencia de la retribución en el régimen específico debe predicarse en consideración al devenir de todo el período de devengo de la retribución (según queda definido en el artículo 28 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio) y no parcial y coyunturalmente, en función de circunstancias de esta misma naturaleza.

Será al final del período de devengo de la retribución del régimen específico cuando procederá apreciar la suficiencia o no de la retribución percibida por el titular de la instalación y cuando, en consecuencia, se podrá invocar o no, respectivamente, la vulneración de los preceptos que establecen la suficiencia de la retribución.

La posible modificación a posteriori de los precios del gas natural en relación con los estimados inicialmente generaría un peligroso antecedente con los siguientes inconvenientes: inseguridad para los titulares de las instalaciones que han operado sus plantas con arreglo a dicha metodología, y ahora se encontraría con un precio distinto y podría suponer un grave quebranto para las instalaciones en aquellos semestres en los que el precio establecido a posteriori fuera inferior al precio estimado inicialmente.

C. Criterio de la Sala.

Para analizar la cuestión planteada ha de partirse de que la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, en desarrollo de lo dispuesto en los artículos 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y del artículo 20 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo para las que haya sido aprobado por orden ministerial un valor de la retribución a la operación distinto de cero y cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible. Se trata, por tanto, de la norma reglamentaria que establece el método y fórmulas para la actualización, entre otros factores, de la retribución a la operación de las instalaciones tipo que nos ocupan.

Pues bien, dicha Orden Ministerial establece en su Preámbulo que:

«Para las instalaciones tipo del grupo a.1 que utilizan como combustible principal gas natural, gasóleo, GLP o fuelóleo y para las instalaciones tipo correspondientes a instalaciones acogidas a la disposición transitoria primera del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio , que anteriormente se encontraban acogidas a la disposición transitoria segunda del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo , por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se han considerado como referencias el National Balancing Point (NBP), el Henry Hub (HH) y el Brent. Estas referencias se han utilizado para definir los índices RC y RL que se definen en la metodología y en todas ellas se ha establecido como referencia el año 2014. La variación de los índices considerados para el segundo semestre natural del año 2015 respecto del segundo semestre del 2014 ha sido del - 10,5 por ciento para el índice RC, del -12,5 por ciento para el índice RL, y del -21,8 por ciento para la cotización de futuros del barril Brent expresada en €/bbl».

Lo cual se refleja en el artículo 4 de su articulado, precepto destinado a establecer la fórmula para actualizar las instalaciones tipo que utilicen como combustible gas natural. El artículo 4.2 de la Orden IET/1345/2015, en la redacción vigente en el momento de aprobación de la Orden TED/1232/2022, disponía la manera de efectuar la actualización partiendo de una formula en la que para el cálculo de la retribución del semestre natural uno de los factores era la estimación del coste en frontera del gas natural en el semestre natural y para su cálculo se acude, entre otros factores, a la semisuma de los promedios de las cotizaciones diarias de las entregas en el semestre natural en el mercado Henry Hub (HH) y en el mercado National Balancing Point (NBP).

La parte recurrente, con apoyo en un informe pericial, señala que el precio del petróleo Brent y el coste del gas en el mercado Henry Hub se separan del precio del mercado del gas real que se adquiría en el mercado organizado en España (Mibgas), sobre todo desde el primer semestre de 2021 hasta el segundo semestre de 2022. De modo que la diferencia entre el coste reconocido y el coste soportado se ha debido, principalmente, al hecho de que la forma de cálculo empleada por la Administración para la actualización de los costes de gas se ha basado en una referencia incorrecta: el Henry Hub (HH), que se trata de un índice de precios en un punto de la red de transporte de Luisiana (EEUU) que no refleja la realidad de los precios en España, ni en la Unión Europea.

Esta Sala considera acreditado que desde el primer semestre de 2021 hasta el comienzo del segundo semestre de 2022 el índice del precio del gas en el mercado HH fue muy inferior al precio de venta en otros mercados MIBGAS o TTF. Y ello pudo suponer un desfase en uno de los elementos utilizados para la actualización del coste de operación utilizado en esos semestres.

Ahora bien, la Orden IET/1345/2015 es la disposición general de rango reglamentario que desarrolla la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones que dependan esencialmente del precio del combustible. Y, en ella, la actualización del coste de gas se obtiene tomando en consideración el promedio de venta en el mercado Henry Hub (HH) y en el mercado National Balancing Point (NBP), y no los promedios o índices de otros mercados como sugiere el informe pericial y la propia parte recurrente.

Este Tribunal Supremo en la sentencia 1655/2017, de 31 de octubre de 2017 (recurso 4952/2016) tuvo ocasión de analizar la metodología de la Orden IET/1345/2015 y, concretamente, los índices de combustible empleados. Y dijimos:

«Como ha declarado reiteradamente esa Sala en las distintas sentencias dictadas en la Orden IET/1345/2014, los parámetros retributivos son determinados, por expreso imperativo del artículo 14.7 de la Ley 24/2013 , para una instalación eficiente y bien gestionada.

En este contexto, debe tenerse presente que las referencias a los índices Henry Hub, NBP y Brent que figuran en los términos RCs y RLs empleadas en la fórmula de la Orden IET/1345/2015, lejos de ser arbitrarias, se basan y corresponden con la fórmula de cálculo de la tarifa de último recurso (TUR) de gas que estaba en vigor en el momento de elaborar la orden. Esta fórmula había sido publicada en la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio (llevaba, por tanto, 6 años de aplicación) y se basaba en una ponderación del coste del "gas de invierno" y del "gas de base". El coste del primero se calculaba precisamente como semisuma de las cotizaciones de los mercados Henry Hub y NBP, mientras que el coste del segundo utilizaba la fórmula indexada al crudo Brent, en términos numéricamente idénticos a los que figuran en el artículo 4 de la Orden IET/1345/2015 para definir el parámetro RLs.

Por tanto, la fórmula de la cogeneración se limita a emplear una metodología de costes de gas natural que llevaba siendo utilizada desde el año 2009».

La actualización utilizando el índice de un mercado que se separa de otros mercados y que pudo generar un desfase entre el precio real soportado, al que se adquiría el gas en el mercado por estas empresas en relación con el coste por el que se las retribuye, tan solo implica el desfase temporal a la baja de un índice previsto en una norma reglamentaria, sin que ello determine la nulidad de las Órdenes que han utilizado ese índice normativo para su actualización, pues se limitaron a cumplir con la formula prevista en la norma reglamentaria.

Las Órdenes impugnadas, por lo que ahora nos ocupa, son actos de aplicación, de actualización, que aplican la metodología prevista en la norma reglamentaria representada por la Orden IET/1345/2015. Estas órdenes están previstas para actualizar los costes operativos semestralmente, pero utilizando la formula y los índices previstos en la norma reglamentaria.

Lo que la parte recurrente reprocha a las Órdenes impugnadas es que no se apartaran y/o modificaran la norma reglamentaria que contenía la metodología de actualización de los costes a la operación, utilizando otros índices para determinar el coste del combustible, como se recoge en el informe pericial, lo que supondría, de facto, implantar una metodología cuya aprobación corresponde al legislador o al titular de la potestad reglamentaria, que estimamos excede del ámbito de control jurisdiccional que corresponde a los Tribunales de lo Contencioso-Administrativo de conformidad con lo dispuesto en el artículo 70.2 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa.

Ello le lleva a la parte recurrente a cuestionar, por vía de impugnación indirecta, la legalidad de la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por entender que la forma de cálculo empleada por la Administración para la actualización de los costes de gas se ha basado en una referencia incorrecta: el Henry Hub (HH), que no refleja la realidad de los precios en España, ni en la Unión Europea.

Ahora bien, la utilización de este índice, aun considerándolo desfasado durante un periodo, implica un desajuste temporal de un elemento concreto de la formula -el coste del consumible- utilizado para calcular el coste operativo de las instalaciones, que no conlleva necesariamente la nulidad de esta norma por impedir la suficiencia retributiva prevista en los artículos 14.7 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y 17.1 del Real Decreto 431/2014, de 6 de junio.

Debe tomarse en consideración que el principio de suficiencia de la retribución en el régimen específico debe predicarse de todo el período de devengo de la retribución (según queda definido en el artículo 28 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio), y así lo dispone el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico al afirmar que:

«[...] para el cálculo de dicha retribución específica se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada, los valores que resulten de considerar:

i. Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción;

ii. Los costes estándar de explotación;

iii. El valor estándar de la inversión inicial».

Por consiguiente, dicho principio no puede contemplarse de forma aislada y parcial en cada uno de los semestres analizados en el informe pericial, pues sin duda pueden producirse fluctuaciones al alta y a la baja que, aunque debe procurarse su corrección, no determinan en el conjunto de la actividad insuficiencia retributiva de las instalaciones. No debe olvidarse que, según el artículo 20.1 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, se pueden actualizar todos los parámetros retributivos a excepción de la vida útil regulatoria y el valor estándar de la inversión inicial de la instalación tipo. Y que, en la citada revisión podrán modificarse todos los valores de los parámetros retributivos de conformidad con lo dispuesto en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, al indicar:

«4. Los parámetros de retribución de las actividades de transporte, distribución, producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos con régimen retributivo específico [...] se fijarán teniendo en cuenta la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada para estas actividades por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años, salvo que una norma de derecho comunitario europeo establezca una vigencia del periodo regulatorio distinta.

Estos parámetros retributivos podrán revisarse para cada periodo regulatorio».

Lo cierto es que la metodología de la Orden 1345/2015 lleva aplicándose para la fijación del valor de la retribución a la operación desde hace ocho años. Las fluctuaciones al alza o a la baja son frecuentes en periodos cortos y la utilización de un índice determinado como el Mibgas, por el hecho de que dicho índice resultó ser más beneficioso durante algunos semestres, debe ser contemplado con cierta perspectiva. Así, el Abogado del Estado incorpora una gráfica que extrae del Informe de la Subdirección General de Energías Renovables (SGER), de fecha 16 de octubre de 2023, donde se muestra la comparativa entre los precios de MIBGAS Spot, los precios de TTF Day Ahead (TTF DA) y los precios del gas natural reconocidos en las Órdenes de actualización de la retribución a la operación. Y de esa grafica se desprende que el precio reconocido fue superior a los precios Mibgas y TTF desde el 2014 hasta el primer semestre de 2021. Y, tan solo desde el segundo semestre de 2021 hasta el segundo semestre de 2022, los precios Mibgas y TTF fueron superiores al real. Y, a partir del primer semestre de 2023, volvió a ser superior el precio reconocido.

De modo que el precio reconocido en las Órdenes se sitúa por encima del precio de MIBGAS Spot y de TTF DA en 13 de los 16 semestres, incluido el primer semestre de 2023.

Finalmente, tiene razón el Abogado del Estado cuando afirma que la posible modificación a posteriori de los precios del gas natural en relación con los estimados inicialmente generaría un peligroso antecedente que dotaría al sistema de una gran inseguridad para los titulares de las instalaciones que han operado sus plantas con arreglo a dicha metodología y dotaría al sistema de una enorme variabilidad e impredecibilidad si los índices de los mercados previstos en la norma reglamentaria dejaran de aplicarse o se modificaran en cuanto existiese cualquier modificación relevante, al alza o a la baja, durante unos pocos semestres de la vida útil de las instalaciones sujetas a ese régimen retributivo especial y podría suponer un grave quebranto para las instalaciones en aquellos semestres en los que el precio establecido a posteriori fuera inferior al precio estimado inicialmente.

Y será en la finalización de cada periodo regulatorio cuando se revisen los parámetros retributivos mediante Orden del Ministro de Industria Energía y Turismo ( artículo 20 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio).

Por lo expuesto, el motivo de impugnación debe ser rechazado.

SEXTO.- Sobre la denominada "excepción ibérica" y sus efectos en las instalaciones de cogeneración

A. Alegaciones de la parte demandante

Expone que, con motivo de la escalada de precios del gas natural agravada en 2022 por la invasión de Ucrania por parte de Rusia, el Gobierno aprobó distintas medidas con el objeto de paliar el impacto de los altos precios de la energía en los consumidores finales. Entre ellas, la denominada "excepción ibérica", aprobada por el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, que introdujo un mecanismo temporal de ajuste de costes de producción de las instalaciones que utilizan como combustible gas natural o carbón, al objeto de limitar el impacto en el precio mayorista de la electricidad.

Explica que la "excepción ibérica" conllevó la pérdida temporal de la correlación entre el precio del mercado eléctrico y el precio del gas natural, produciendo un desacople entre el coste de generación de las plantas y los ingresos de mercado. La volatibilidad del precio del gas soportado por las plantas no pudo ser cubierta por mayores ingresos en el mercado eléctrico.

Y, recuerda, que es una medida temporal y excepcional que excluye de su ámbito de aplicación a las cogeneraciones con Régimen Retributivo Especifico.

En este sentido, la recurrente señala que el debate que se plantea no radica en discutir aquello que ha sido aprobado en la Orden TED/1295/2022, es más, se acepta. Y que, en realidad, la causa de nulidad que invoca respecto de la citada Orden TED/1295/2022 es el retraso en la aprobación y la ausencia en esta Orden de una retribución a la operación suficiente que permitiera funcionar a las plantas de cogeneración y que cubriera adecuadamente los costes de explotación y perjuicios derivados de la aplicación del mecanismo de ajuste de la "excepción ibérica".

Destaca que, las plantas que no consumen gas natural han podido ver reducidos sus ingresos por la "excepción ibérica", pero ello no ha afectado a su funcionamiento porque el precio intervenido podría teóricamente cubrir sus costes. Ahora bien, esto no sucede con las instalaciones de cogeneración que consumen gas natural, porque el precio intervenido no incorpora el coste del gas natural. Esa era la finalidad de la medida: que el precio de la energía eléctrica no trasladara el verdadero coste del gas.

El uso del Henry Hub como índice de actualización lo único que logra es ahondar en la distorsión y el desequilibrio que supone la exclusión de esas instalaciones en el mecanismo de compensación de la "excepción ibérica". Destaca que, en la primera parte del segundo semestre de 2022, se puede comprobar que la subida y volatilidad del precio del gas ha sido tan determinante que ha llevado consigo la parada de un número muy relevante de las plantas de cogeneración. Es decir, hay un nexo causal claro entre la volatilidad y subida de precio y la parada de las plantas. De la misma manera que el desacople del precio de la electricidad con respecto al precio del gas determina que los costes de las plantas no puedan cubrirse con el precio de mercado intervenido.

Así se destaca en la Exposición de Motivos del Real Decreto-ley 17/2022, de 13 de mayo. En el mismo sentido, en el Informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de 13 de julio de 2022 (IPN/CNMC/016/22).

Ni la Orden TED/1232/2022 (S1 2022), ni la Orden TED/1295/2022 (S2 2022) tuvieron en consideración los efectos producidos por la "excepción ibérica" en las plantas con derecho a Régimen Retributivo Especifico cuyos costes dependían esencialmente del combustible.

En conclusión, la causa de impugnación de la Orden TED/1295/2022 son dos omisiones: la omisión de la obligación de aprobar en plazo la Orden y la omisión reglamentaria de haber adoptado medidas complementarias o adicionales para evitar las paradas.

La recurrente, además, expone que, en nada nos beneficia la mera nulidad de la Orden, y por ello solicita que se ordene a la Administración que apruebe una retribución a la operación que cubra los costes de explotación fijos que han tenido y que no han podido cobrar como consecuencia de las paradas (pues estos costes de explotación fijos también son costes de explotación y deberían cubrirse) y que, además, se le abone por los perjuicios derivados de la aplicación del mecanismo de ajuste de la "excepción ibérica".

B. Alegaciones del Abogado del Estado

El Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, desarrolla un mecanismo temporal que limita el impacto que la escalada de precios del gas natural, producida principalmente a consecuencia de la invasión de Ucrania por parte de Rusia, está teniendo en el mercado mayorista de electricidad como consecuencia del diseño marginalista del mismo.

En el mes de agosto, la situación de precios en los mercados energéticos, unida a la implementación del mecanismo de ajuste, provocó la parada de la producción de más de la mitad de la potencia instalada de las instalaciones cuyos costes dependían, esencialmente, del precio del combustible en España, a raíz de lo cual se promulgó el Real Decreto-ley 17/2022, de 20 de septiembre, que regula un nuevo tipo de renuncia voluntaria al régimen retributivo específico para las instalaciones de cogeneración y tratamiento de purines y lodos de aceite de oliva, de manera que las instalaciones que renuncien al régimen retributivo específico puedan solicitar la inclusión en el mecanismo de ajuste. Durante el periodo en que resulte de aplicación la renuncia, que será el comprendido entre el primer día del mes siguiente a la fecha de comunicación de la renuncia y la fecha de finalización del citado mecanismo de ajuste, las instalaciones no percibirán el régimen retributivo específico. No obstante, se regula también la posibilidad de solicitar la finalización anticipada del periodo de aplicación de la renuncia, volviendo a aplicar el régimen retributivo específico.

En lo referente al efecto que el mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista regulado en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, haya podido tener sobre las instalaciones que no se acogieron al mismo, conviene destacar que el precio estimado del mercado eléctrico que se consideró para calcular la Ro de 2022 fue de 121,92 €/MWh, mientras que el precio que realmente percibieron las instalaciones de media en el 2022 fue de 167,34 €/MWh, superior al anterior. Es decir, aunque durante los meses en los que aplicó el mecanismo de ajuste el precio del mercado eléctrico pudo ser menor al que habría alcanzado si no existiera dicho mecanismo, la realidad es que, el precio medio percibido en 2022 fue superior al que se estimó en el cálculo de la retribución a la operación, por lo que la instalación obtuvo más ingresos por la venta de la energía de los que se preveía que iba a percibir.

En relación con el retraso producido en la aprobación de la retribución a la operación del segundo semestre de 2022 (se sometió a trámite de audiencia e información pública el 3 de agosto, siendo los cambios de la versión finalmente aprobada respecto de esta propuesta mínimos), reitera que la metodología de actualización de la retribución a la operación establecida en la Orden IET/1345/2015 permite a los titulares de las plantas estimar los valores con independencia del estado de tramitación en el que se encuentren las Órdenes ministeriales de actualización.

En cuanto a la supuesta afección negativa producida por la "excepción ibérica", esta parte demandada no considera que se haya producido; ya que, en primer lugar, la metodología empleada para la estimación del coste de gas natural ha sido la adecuada, dada la dificultad de estimar un precio como ya se ha explicado. Del mismo modo que algunas instalaciones pararon su producción en los meses de julio, agosto y septiembre, otras muchas instalaciones siguieron funcionando, seguramente debido a que tenían contratos a plazo con sus suministradores, por lo que no se vieron tan afectados por la alta volatilidad que sufrieron los mercados spot en esos meses.

Adicionalmente a lo anterior, el precio del mercado eléctrico en el año 2022, aún con la "excepción ibérica" en vigor, estuvo por encima del precio considerado para la estimación de la retribución a la operación, por lo que las instalaciones obtuvieron más ingresos por la venta de la energía de los que se preveía que iba a percibir (en concreto, en los meses de junio, julio y agosto, los precios medios mensuales del mercado eléctrico diario fueron de 142,66, 154,89 y 141,07 €/MWh, superiores en los tres meses a los 121,92 €/MWh empleados para la estimación de la Ro).

C. Criterio de la Sala

Con motivo de la escalada de precios del gas natural agravada en 2022 por la invasión de Ucrania por parte de Rusia, el Gobierno aprobó distintas medidas con el objeto de paliar el impacto de los altos precios de la energía en los consumidores finales. Entre ellas, la denominada "excepción ibérica", aprobada por el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, que introdujo un mecanismo temporal de ajuste de costes de producción de las instalaciones que utilizan como combustible gas natural o carbón, al objeto de limitar el impacto en el precio mayorista de la electricidad.

La "excepción ibérica" conllevó la pérdida temporal de la correlación entre el precio del mercado eléctrico y el precio del gas natural, produciendo un desacople entre el coste de generación de las plantas y los ingresos de mercado. Y la volatibilidad del precio del gas soportado por las plantas no pudo ser cubierta por mayores ingresos en el mercado eléctrico.

Fue el mecanismo de ajuste del Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, el que produjo el efecto de topar el precio del mercado eléctrico, pero la parte no ha cuestionado la constitucionalidad de este Real Decreto-ley. Cualquier supuesto efecto nocivo que para las empresas recurrentes pudieran derivarse de la aplicación del mecanismo de ajuste, deberán hacerlo valer frente a dicho acto legislativo, mediante la formulación de reclamación de responsabilidad patrimonial del Estado legislador a través del cauce procedimental establecido.

La parte recurrente, por otra parte, afirma que el debate no radica en discutir aquello que ha sido aprobado en la Orden TED/1295/2022, es más, se acepta.

Y no se impugna el contenido de esta, la causa de la nulidad pretendida sería el retraso en la aprobación y la ausencia en esta Orden de una retribución a la operación suficiente que permitiera funcionar a las instalaciones de cogeneración y que cubriera adecuadamente los costes de explotación y perjuicios derivados de la aplicación del mecanismo de ajuste de la "excepción ibérica". Según refiere la recurrente, ni la Orden TED/1232/2022 (para el primer semestre de 2022), ni la Orden TED/1295/2022 (para el segundo semestre de 2022) tuvieron en consideración los efectos producidos por la "excepción ibérica" en las plantas con derecho al régimen retributivo especial cuyos costes dependían esencialmente del combustible.

En definitiva, la parte demandante sostiene que la causa de impugnación son dos omisiones: la omisión de la obligación de aprobar en plazo la Orden y la omisión reglamentaria de haber adoptado medidas complementarias o adicionales para evitar las paradas. Y, además, señala que en nada le beneficia la mera nulidad de la Orden y por ello se ejerce esta acción de nulidad en la medida que la Orden adolece de determinadas irregularidades. De hecho, habiendo trascurrido ya el momento en que tales medidas deberían haber sido adoptadas, ello se debería traducir en la aprobación por la Administración de una retribución a la operación que cubra a todas las cogeneraciones los costes de explotación fijos que han tenido y que no han podido cobrar como consecuencia de las paradas (pues estos costes de explotación fijos también son costes de explotación y deberían cubrirse) y los perjuicios derivados de la aplicación del mecanismo de ajuste de la "excepción ibérica".

En definitiva, el recurso en este punto no pretende la nulidad de las Órdenes TED/1232/2022 (para el primer semestre de 2022), ni de la Orden TED/1295/2022 (para el segundo semestre de 2022) por lo que disponen, cuyos parámetros no discute, sino que las impugna por lo que omiten, en concreto por la necesidad de adoptar medidas adecuadas que permitiesen cubrir los costes de explotación de las instalaciones de cogeneración afectadas por la denominada "excepción ibérica" y solicita de este tribunal que obligue a la Administración para que "adopte las medidas necesarias para la cobertura de los tales costes".

Frente a ello, ha de señalarse que la situación de precios en los mercados energéticos, unida a la implementación del mecanismo de ajuste, provocó la parada de la producción de más de la mitad de la potencia instalada de las instalaciones cuyos costes dependen esencialmente del precio del combustible en España, a raíz de lo cual se promulgó el Real Decreto-ley 17/2022, de 20 de septiembre, que regula un nuevo tipo de renuncia voluntaria al régimen retributivo específico para las instalaciones de cogeneración y tratamiento de purines, de manera que las instalaciones que renuncien al régimen retributivo específico puedan solicitar la inclusión en el mecanismo de ajuste. Durante el periodo en que resulte de aplicación la renuncia, que será el comprendido entre el primer día del mes siguiente a la fecha de comunicación de la renuncia y la fecha de finalización del citado mecanismo de ajuste, las instalaciones no percibirían el régimen retributivo específico. No obstante, se regula también la posibilidad de solicitar la finalización anticipada del periodo de aplicación de la renuncia, volviendo a aplicar el régimen retributivo específico.

Lo cierto es la empresa recurrente decidió no acogerse a este mecanismo, renunciando al régimen retributivo específico, que ahora considera le perjudicó. Pero, en todo caso, tal y como afirma el Abogado del Estado, tampoco el precio del mercado eléctrico justificaba lo pretendido, pues destaca que el precio estimado del mercado eléctrico que se consideró para calcular la Ro de 2022 fue de 121,92 €/MWh, mientras que el precio que realmente percibieron las instalaciones de media en el 2022 fue de 167,34 €/MWh, superior al anterior. Es decir, aunque durante los meses en los que aplicó el mecanismo de ajuste el precio del mercado eléctrico pudo ser menor al que habría alcanzado si no existiera dicho mecanismo, la realidad es que el precio medio percibido en 2022 fue superior al que se estimó en el cálculo de la retribución a la operación, por lo que la instalación obtuvo más ingresos por la venta de la energía de los que se preveía que iba a percibir.

De modo que el precio del mercado eléctrico en el año 2022, aún con la "excepción ibérica" en vigor, estuvo por encima del precio considerado para la estimación de la retribución a la operación, por lo que las instalaciones obtuvieron más ingresos por la venta de la energía de los que se preveía que iba a percibir (en concreto, en los meses de junio, julio y agosto, los precios medios mensuales del mercado eléctrico diario fueron de 142,66, 154,89 y 141,07 €/MWh, superiores en los tres meses a los 121,92 €/MWh empleados para la estimación de la Ro). Sin olvidar que la actualización no puede llevarse a cabo en atención exclusivamente a un ajuste normativo de carácter temporal, sino que obedece a una finalidad diversa, esto es, garantizar el principio de rentabilidad razonable que rige el régimen de retribución específica, teniendo en cuenta la vida útil de la instalación, por lo que la cobertura de los costes de operación no ha de efectuarse en todos y cada uno de los meses de aquella.

En consecuencia, el motivo no puede ser acogido.

SÉPTIMO.- Sobre la falta de actualización del valor de referencia de emisiones CO2

A. Alegaciones de la parte demandante

Dentro de los costes de explotación reconocidos a las instalaciones en la Ro se incluyen los costes asociados a la adquisición de los derechos de emisión de CO2.

El coste asociado a la adquisición de los derechos de emisión de CO2 viene determinado por dos factores:

(i) el precio de los derechos de emisión y

(ii) el número de derechos de emisión que se asigna gratuitamente a las instalaciones de cogeneración según el nivel de actividad que tengan.

El número de los derechos de emisión que se asignan gratuitamente se calcula a través del denominado Benchmark, es decir, utilizando los valores de referencia que establece la Comisión Europea para cada tecnología. Este Benchmark determina la cantidad de derechos que cada instalación debe comprar, y cuyo coste debe ser compensado por la retribución a la Ro.

La última actualización del Benchmark se realizó en la Orden TED/171/2020. No obstante, en el momento en el cual se aprobó esta Orden, el valor del Benchmark que se iba a tener en cuenta para la asignación gratuita de las instalaciones no se había publicado todavía por la Comisión Europea.

Por tanto, esta Orden se limitó a hacer una predicción de su valor, de manera provisional y a falta de aprobación de los valores definitivos.

Estos valores de referencia del Benchmark fueron aprobados finalmente por la Comisión Europea a través del Reglamento de Ejecución (UE) 2021/447, de 12 de marzo de 2021, por el que se determinan los valores revisados de los parámetros de referencia para la asignación gratuita de derechos de emisión en el período comprendido entre 2021 y 2025 con arreglo al artículo 10 bis, apartado 2, de la Directiva 2003/87 /CE, del Parlamento Europeo y del Consejo (el Reglamento de Ejecución UE/2021/447).

Ahora bien, las Órdenes de actualización de la Ro que se han aprobado con posterioridad a la publicación del Reglamento de Ejecución UE/2021/447, incluyendo las Órdenes impugnadas, no han actualizado este valor del Benchmark para reconocer los costes de explotación de las instalaciones, cuando tenían la obligación de hacerlo.

Así lo ha declarado el Tribunal Supremo en diversos pronunciamientos, como la Sentencia 805/2021, de 7 de junio de 2021 (recurso 193/2020).

B. Alegaciones del Abogado del Estado

El valor de referencia o Benchmark de emisiones de CO2 es uno de los factores que determina el coste asociado a la adquisición de los derechos de emisión de CO2 de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible, porque se refiere a la cantidad de derechos de CO2 que las instalaciones tienen que adquirir.

La última actualización del Benchmark o cantidad de derechos de CO2 a adquirir por las instalaciones se realizó en la Orden TED/171/2020 debido al inicio del periodo regulatorio de 6 años 2020-2025, basándose, entonces, en la mejor información disponible en el momento.

De acuerdo con el artículo 5.5.a) del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, solo permitía la revisión del "precio" de los derechos de CO2 y no la del Benchmark o referente de la "cantidad" de derechos de CO2 a adquirir por las instalaciones. Por otro lado, la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, tampoco permitía introducir nuevos valores de referencia o Benchmark afectante a la cantidad de derechos de CO2.

En cualquier caso, esta revisión extraordinaria que comportó el Real Decreto-ley 6/2022, en cuanto que, lo que sí permitió fue la actualización de la estimación del precio del derecho de emisión de CO2, dio lugar a que la misma se llevara a cabo en beneficio de las instalaciones. Así, la estimación del precio del derecho de emisión de CO2 pasó de 24,72 €/t CO2 (antes del Real Decreto-ley) a 63,19 €/t CO2 (después del Real Decreto-ley).

C. Criterio de la Sala.

Dentro de los costes de explotación reconocidos a las instalaciones en la Ro se incluyen los costes asociados a la adquisición de los derechos de emisión de CO2, que vienen determinados por dos factores: (i) el precio de los derechos de emisión y (ii) el número de derechos de emisión que se asigna gratuitamente a las instalaciones de cogeneración según el nivel de actividad que tengan.

El valor de referencia o Benchmark de emisiones de CO2 se refiere a la cantidad de derechos de CO2 que las instalaciones tienen que adquirir, la cual se cuantifica por la diferencia entre las emisiones de CO2 y los derechos de emisión de asignación gratuita recibidos por las ITs. (cuantos más derechos de emisión se asignen a una instalación de forma gratuita menor es el número de derechos de emisión que tengo que comprar y, por ende, menor es el coste de operación que se retribuye). Así, se afirmaba ya en la Orden IET/1045/2014, que al establecer el listado de costes tomados en consideración para calcular los costes de explotación de una instalación tipo incluye también, en el caso de las instalaciones de cogeneración y tratamiento de residuos, "el coste de los derechos de emisión de CO2 no obtenidos por asignación gratuita".Y así lo ha ratificado este Tribunal Supremo en varias sentencias, entre ellas, la sentencia 1072/2020, de 22 de julio de 2020 (recurso 267/2019) y la sentencia 1347/2020, de 19 de octubre de 2020 (recurso 252/2019).

La parte demandante afirma que la última actualización del Benchmark se realizó en la Orden TED/171/2020. No obstante, en el momento en el cual se aprobó esta Orden, el valor del Benchmark que se iba a tener en cuenta para la asignación gratuita de las instalaciones no se había publicado todavía por la Comisión Europea. Por tanto, esta Orden se limitó a hacer una predicción de su valor, de manera provisional y a falta de aprobación de los valores definitivos.

Estos valores de referencia del Benchmark fueron aprobados finalmente por la Comisión Europea a través del Reglamento de Ejecución (UE) 2021/447, de 12 de marzo de 2021, por el que se determinan los valores revisados de los parámetros de referencia para la asignación gratuita de derechos de emisión en el período comprendido entre 2021 y 2025 con arreglo al artículo 10 bis, apartado 2, de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (el Reglamento de Ejecución UE/2021/447).

La parte recurrente reprocha que las Órdenes recurridas de actualización de la Ro que se han aprobado con posterioridad a la publicación del Reglamento de Ejecución UE/2021/447, entre ellas las ahora recurridas, no han actualizado este valor del Benchmark para reconocer los costes de explotación de las instalaciones, cuando tenían la obligación de hacerlo.

Este Tribunal ha tenido ocasión de pronunciarse en diferentes sentencias sobre la cuestión referida al momento en que resulta procedente la revisión del coste de los derechos de emisión de CO2. En la sentencia de esta Sala de 6 de julio de 2020 (recurso 253/2019) dijimos que una de las características de la regulación del régimen retributivo específico establecida en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y en los artículos 14 y siguientes del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, es que no contempla la revisión de los costes de explotación distintos a los precios de los combustibles (gas natural, hidrocarburos líquidos distintos al gas natural) y a los peajes de acceso, de donde inferimos que no son susceptibles de revisión los costes de los derechos de emisión de CO2, que sólo se podrán revisar al final del periodo regulatorio.

En efecto, en la citada sentencia de esta Sala, cuyos criterios hemos reiterado en las sentencias de 8 de julio de 2020 (recurso 12/2019), 18 de julio de 2020 (recurso 238/2019) y de 7 de junio de 2021 (recurso 193/2020), hemos fijado el criterio de que el marco regulatorio del régimen retributivo específico no prevé la revisión del coste de los derechos de emisión de CO2 en la actualización semestral de los valores de la retribución a la operación de aquellas instalaciones tipo que utilizan tecnología cuyos costes de explotación dependen, esencialmente, del precio del combustible.

La parte recurrente sostiene que la actualización de los costes asociados a la adquisición de los derechos de emisión se realice en una Orden de actualización semestral de los valores de retribución a la operación, alegación que no tiene cobertura ni en la Ley del Sector Eléctrico, ni en el Real Decreto 413/2014, ni tampoco en el artículo 5.5.a) del Real Decreto-ley 6/2022, de 29 de marzo, -solo permitía la revisión del "precio" de los derechos de CO2 y no la del Benchmark o referente de la "cantidad" de derechos de CO2 a adquirir por las instalaciones- ni en la metodología prevista en la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio. Lo que en realidad pretende la parte recurrente es que se reconozca la obligación de la Administración de aprobar una metodología alternativa que sustituya a la metodología de cálculo, por lo que, al igual que dijimos anteriormente, aceptar la tesis de la parte demandante supondría sustituir la metodología prevista por otra alternativa, lo que supondría, de facto, implantar una metodología cuya aprobación corresponde al legislador o al titular de la potestad reglamentaria, que estimamos excede del ámbito de control jurisdiccional que corresponde a los Tribunales de lo Contencioso-Administrativo de conformidad con lo dispuesto en el artículo 70.2 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa.

Por consiguiente, se desestima también este último motivo de impugnación.

OCTAVO.- Sobre la pretensión de plena jurisdicción

Por todo lo expuesto, debemos rechazar la pretensión de plena jurisdicción deducida en la demanda, consistente en la reclamación de los perjuicios ocasionados a la empresa recurrente por las Órdenes impugnadas, al derivar de la pretensión declarativa de su nulidad que, igualmente, ejercita la parte recurrente y que no ha sido acogida en esta sentencia.

A estos efectos, ninguna relevancia cabe atribuir a la prueba pericial practicada en el curso de este proceso porque los datos fácticos recogidos en el informe y las explicaciones técnicas ofrecidas por los peritos sobre las consecuencias económicas derivadas de las Órdenes impugnadas carecen de virtualidad para rebatir las consideraciones jurídicas que hemos expuesto en los apartados anteriores, que nos han llevado a concluir que el planteamiento de la parte actora no puede ser acogido.

NOVENO.- Resolución del litigio y costas

Por las razones expuestas, desestimamos el recurso contencioso-administrativo interpuesto por la representación procesal de la mercantil J.G.C. COGENERACION DAIMIEL, S.L.

Y, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 139.1 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa, procede imponer a la parte recurrente las costas procesales causadas en el presente recurso. Ahora bien, dada la índole del asunto y la actividad procesal desplegada por la Administración del Estado demandada, procede limitar la cuantía de la condena en costas a la cifra de cuatro mil euros (4.000 €) por todos los conceptos.