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I Foro Solar Español

Los desafíos de la fotovoltaica en la era post primas

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¿Qué futuro hay para las empresas fotovoltaicas españolas? ¿Puede la FV vivir sin incentivos económicos? ¿Cuál es el futuro de la FV en las smart cities? Las respuestas planearán por el I Foro Solar Español, que organiza la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) y que se celebra en Madrid, los días 18 y 19 de noviembre.
Los desafíos de la fotovoltaica en la era post primas

En diez años, los que van desde 2004 a 2014, la energía solar fotovoltaica ha vivido en España a lomos de un caballo desbocado, que empezó con un trote vigoroso, pasó a galopar desenfrenadamente y acabó exhausto en un cercado donde apenas puede moverse. El Gobierno de Mariano Rajoy ha hecho suyas las tesis de los dueños de la energía en este país y ha confinado al caballo de la FV porque piensa que es peligroso.

Pero durante este tiempo la FV también ha corrido lo suyo en el resto del mundo. Hasta el punto de protagonizar el avance más vertiginoso que una tecnología energética haya logrado nunca en menos tiempo. En una década la electricidad FV ha pasado de carísima a ser más barata que la convencional en muchas partes del mundo, España incluida. Ha viajado desde pequeñas instalaciones aisladas a huertos solares que son ahora parte del paisaje. Y los tejados de las ciudades, en unas más que en otras, empiezan a verse trufados por instalaciones que vierten a la red o autoconsumen toda su producción.

La FV cambia rápido. Y lo seguirá haciendo. Porque todos los expertos ven en esta energía capacidad más que suficiente para dominar el panorama energético mundial. Se abre un tiempo nuevo lleno de grandes expectativas. Pero también de incógnitas que habrá que ir desvelando. El caballo de la FV nos ha traído demasiadas emociones y es hora de emprender un viaje más sosegado y firme. Empieza la nueva era de la energía solar, que el I Foro Solar Español ha calificado como “la era post primas”.

Preguntas y respuestas
Para abrir boca sobre las cuestiones que se debatirán en el I Foro Solar Español hemos preguntado a sus participantes:

– ¿Qué futuro tienen las empresas FV españolas? ¿Puede contar España con algún fabricante de células y paneles de relevancia?

– ¿Tiene la FV alguna posibilidad de ganar la batalla de su defensa jurídica en los tribunales? ¿En qué condiciones?

– ¿Puede vivir la FV sin incentivos? ¿Cuándo?

– ¿Por qué no se ha regulado todavía en España el autoconsumo con balance neto? ¿cuándo llegará? ¿en qué condiciones?

– El sistema marginalista de fijación de los precios del pool, ¿es compatible con las energías renovables? ¿hay algún sistema mejor?

Y esto nos han contado:

– Jorge Barredo
Presidente de UNEF y CEO de Gestamp Solar
La energía solar será la principal fuente en 2050, comentaba recientemente la Agencia Internacional de la Energía. Y los números lo demuestran: el año pasado se consiguió un récord de potencia FV anual instalada en el mundo: 36.500 MW. Para este año se espera pulverizar ese récord con la instalación de 55.000 MW.

No es de extrañar que la energía FV sea protagonista en los próximos años, pues cuenta con todos los ingredientes para convertirse en una auténtica tecnología disruptiva. Su tecnología, relativamente sencilla, ha experimentado una de las mayores reducciones de costes del sector energético, superando el 80% de descenso sólo en los últimos cinco años. Además, su gran flexibilidad, que permite implementarla tanto en grandes instalaciones como en pequeñas, abre enormemente el abanico de posibles inversores. Y además, su impacto ambiental es prácticamente nulo.

Sin embargo, España, que ha venido liderando la industria a nivel mundial, está asistiendo a esta evolución del modelo energético mundial reaccionando a contracorriente. La contrarreforma eléctrica puesta en marcha en nuestro país no solo ha paralizado completamente las nuevas inversiones, sino que está poniendo en serio peligro una industria, la FV, líder en I+D y ejemplo de la mejor “Marca España”.

La prima de riesgo de la inseguridad generada tendrá, si no se remedia a tiempo, un alto precio. El de cambiar la “Marca España” de la innovación y el liderazgo tecnológico por la de una España aferrada a modelos del pasado, irrespetuosa con los inversores, con sus propios ciudadanos y con el medio ambiente.

– Browning Rockwell
Director ejecutivo de Arabia Saudí Arabia Solar Industry Association (SASIA)
La energía solar está avanzando en Arabia Saudí. Las principales instituciones académicas están intensificando sus esfuerzos de investigación, y los organismos gubernamentales están discutiendo ya sobre las conexiones de red. La Saudi Electric Company (SEC) acaba de anunciar un plan para invertir entre 17.000 y 21.000 millones de euros en los próximos diez años para añadir entre 9 y 11 GW nuevos de energía renovable, incluyendo 6 GW de fotovoltaica y 1 GW de termosolar.

– Enrique Daroqui
Director técnico de Atersa
Hace unos años en España teníamos empresas fabricantes de toda la cadena de valor que interviene en un módulo FV: fabricación de silicio metalúrgico, crecimiento de lingotes, fabricación de obleas, células, paneles, encapsulantes, marcos de aluminio, cajas de conexión, módulos fotovoltaicos, etc. Hoy muchos de ellos han cerrado, y habiendo alcanzado una posición privilegiada, para muchas el tren ha pasado y va a ser muy difícil recuperar una posición en la carrera tecnológica.

La súbita desaparición del mercado FV interno unido a la crisis económica, ha destruido la capacidad de España de continuar en la carrera del desarrollo de productos y reducción de costes. Solo algunos sectores como el de la electrónica de potencia o la construcción de estructuras metálicas para centrales FV, han conseguido seguir el ritmo y han experimentado un gran crecimiento gracias a su actividad en mercados exteriores. En cuanto a la construcción de paneles FV, dependerá de la evolución de las políticas de la comunidad europea y el dumping que las empresas chinas están manteniendo durante los últimos años.

En un escenario sin incentivos y de libre competencia en España para todas las fuentes de energía, la solución FV accedería a una parte muy importante del mercado de distribución de energía eléctrica. Cuando se pregunta si la FV puede vivir sin incentivos, se está asumiendo de alguna forma que la FV vive de los incentivos. Una idea recurrente que ha calado profundamente en la opinión pública gracias a los discursos aparecidos en los medios de comunicación y que han generado la confusión generalizada a la que asistimos actualmente. En España el recurso solar es abundante y la FV ya puede competir en costes con otras fuentes de energía sin incentivos.

– Piet Holtrop
Fundador de Holtrop S.L.P. Transaction & Business Law, firma internacional especializada en Derecho Europeo en el sector de las energías renovables
La fotovoltaica tiene posibilidades de ganar las batallas contra las diferentes reformas –el recorte de las horas equivalentes, la reforma de los proyectos tipo y el impuesto eléctrico– si se aplica el Derecho Europeo, preferiblemente con la intervención del Tribunal de Justicia de la Unión Europea en Luxemburgo. En primer lugar se trataría de aplicar la jurisprudencia europea sobre la confianza legítima y la no-discriminación en estas causas.

Las condiciones, entiendo, que deberían darse serían aparcar lasmencionadas reformas y reliquidar las retribuciones no percibidas en base a la retribución en vigor en el momento de la inscripción definitiva de las instalaciones en cuestión. En el caso del impuesto eléctrico se trataría de la devolución de los pagos indebidos, en el caso de obtener una sentencia favorable. El impuesto eléctrico es el mejor candidato de todas estas reformas para llegar a Luxemburgo.

– Javier Coloma
Director gerente de Ingeteam
Con la actual situación, el futuro de las empresas FV españolas está en la exportación, debido a que no existe un mercado en España para nuevas instalaciones. El mercado de operación y mantenimiento sí tiene actividad pero la actual regulación ha desincentivado la eficiencia, por lo que también esta actividad está alejada de lo que debería ser.

España puede contar con fabricantes relevantes de células, paneles y de otros componentes que se usan en las instalaciones FV, como de hecho tiene, pero han de manejarse muy bien en una situación difícil, ya la práctica totalidad del mercado está fuera del país. Esto condiciona las estructuras de las empresas y dificulta su gestión y eficiencia.

Espero que la FV gane en los tribunales, por el bien de la seguridad jurídica, que condiciona la visión que se tiene de nuestro país como objetivo de futuras inversiones. Es de esperar que los primeros fallos de los tribunales de arbitraje internacionales puedan marcar el futuro de otras sentencias, y también las modificaciones en la regulación que se puedan derivar de todo este proceso.

Actualmente hay lugares donde la FV ya se está desarrollando sin incentivos y compitiendo con las energías tradicionales. Esto se da donde los costes de la energía son altos porque los sistemas de generación no son muy eficientes o donde las infraestructuras de transporte son limitadas. En el futuro, y con las reducciones de costes de la FV, cada vez habrá más lugares y situaciones donde la FV sea la forma más competitiva de generar energía.

La no regulación en España del autoconsumo es algo difícilmente entendible a día de hoy, si no es por una falta de voluntad política. Es lógico suponer que la llegada del autoconsumo con balance neto debería producirse en breve, quizás a lo largo del próximo año 2015. Los borradores que acerca de esta regulación han circulado hasta ahora, no apuntan en la dirección adecuada para que este autoconsumo se desarrolle. Esperemos que esto sea corregido.

El sistema marginalista no es el mejor sistema para las renovables, ni para el sistema eléctrico en general, ya que el coste reconocido de la energía es difícil de prever y genera ineficiencias en ciertos momentos. Para las renovables, el efecto de la incertidumbre en el precio de la energía es especialmente difícil de manejar, debido a que éstas tienen inversiones iniciales importantes con largos plazos de amortización, aunque con gastos variables en función de la energía generada menos significativos.

– José Galíndez
Presidente de SolarPack
El desastre regulatorio de 2008 arrasó con una parte importante de la industria FV española, que invirtió fuertemente y se encontró sin mercado de la noche a la mañana. Sólo algunas empresas fabricantes, y los desarrolladores e ingenierías con más capacidad de moverse fuera han encontrado mercados donde desarrollarse. Por otra parte se ha perdido la oportunidad y la escala de las inversiones necesarias para jugar en la liga de los fabricantes de células y paneles.

La batalla de la seguridad jurídica afectada por la retroactividad se juega ahora en la corte de arbitrajes internacionales por la denuncia de inversionistas de países que forman parte de la Carta de la Energía. Un fallo favorable a estos inversionistas debería tener un efecto favorable para inversionistas españoles.

La FV puede y debe vivir sin incentivos. Ya lo hace en algunas partes del mundo como el desierto de Atacama. El territorio en el que la FV no necesite incentivos aumentará exponencialmente a medida que disminuyan los costes de inversión o aumenten los costes de la energías alternativas. El proceso será paulatino pero habrá un momento en el que se desbordará la demanda.

La administración en España se ha concentrado los dos últimos años en reducir el déficit de tarifa. No ha quedado espacio para el balance neto, pero seguro que llegará, en los próximos dos o tres años.

El mercado eléctrico que conocemos se diseñó en un momento y para unas energías en las que había que decidir sobre el coste de oportunidad de usar unas u otras. La irrupción de la energía eólica y también ya la solar, ha cambiado la ecuación completamente. Este efecto ha sido especialmente evidente en Alemania y en España. Los mercados ya no son los mismos, y hay que diseñar un nuevo mercado que dé las señales correctas en el nuevo escenario. Y no es fácil.

– Borja Escalada
Consejero delegado de Vector Cuatro
Muchas empresas FV españolas son líderes en la industria a nivel mundial y muy probablemente sigan desarrollando su actividad como referentes en el futuro.

Estamos dando paso a una nueva realidad en la que la energía FV puede competir con las convencionales. Precisamente en Sevilla se ha construido recientemente una planta de 2,5 MW desarrollada por un grupo español y que vierte la energía generada al precio del mercado libre.

El sistema marginalista de fijación de precios del pool dictamina unos precios para las energías renovables en función de los precios de venta del resto del mix energético. Si bien el mix energético y el recurso renovable de cada país es distinto, la idoneidad de las energías renovables dependerá de varios factores.

En cualquier caso es evidente, por ejemplo, que el sistema eléctrico aislado del que disponen los territorios extra peninsulares, encarece los costos de la producción de energía por medios convencionales. En estos casos, la implementación de fuentes renovables está ampliamente justificada ya que los costos de producción son menores. El proyecto de Gorgona del Viento ha convertido a la isla del Hierro en 100% renovable y es un claro ejemplo de las posibilidades reales de las energías renovables.

– David Miguel Ortega
Subdirector de la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) y responsable de Relaciones Internacionales
Según los cálculos que hacíamos en OCU ya en 2012, si el precio de la electricidad mantiene la tendencia al alza de la última década, el ahorro con la instalación FV será cada vez mayor y se amortizaría en solo ocho años. En OCU creemos que la cuantía del peaje y el precio del kWh que pagará el consumidor que demande más de lo que aporta, serán claves para que las instalaciones sean rentables a medio plazo.

Desde OCU, estas son las alternativas que se nos ocurren a un mercado marginalista:

– un mercado basado en la adquisición de bloques de energía por su precio real.
– un mercado de servicios energéticos en el que el autoconsumo sea parte fundamental de la producción y se haya planificado un cierre gradual de centrales de carbón y nucleares. En este sistema, se procedería a pedir una serie de servicios para cubrir los momentos en los que las renovables no pudieran acometer toda la demanda.
– sacar a las tecnologías amortizadas, como la nuclear y la hidráulica, del mercado y retribuirlas únicamente para satisfacer su amortización. Lo mismo sucedería con las renovables que cobrarían en función de la inversión realizada. De esta manera, sólo los picos de demanda serán satisfechos por las tecnologías con combustibles fósiles que competirán de verdad en un mercado marginalista. De esta manera se conseguiría una verdadera competencia entre centrales. Así sólo competirían las que tienen costes variables por combustible y dejarían de utilizar métodos tramposos como hacen cuando abren o cierran compuertas en embalses para modificar el mercado.
– mantener un sistema marginalista pero con una fórmula diferente. Se debe establecer cuál es el precio adecuado para cada tecnología y que, cuando el mercado dé precios más altos, las empresas devuelvan la diferencia.

– Luis A. Nicho
Director general de Electricidad, del Ministerio de Energía y Minas de Perú
La FV puede vivir sin incentivos cuando el costo de una central solar es inferior al costo promedio de la energía del sistema donde se va a conectar.  La oportunidad solo depende de escoger países donde la fuente FV otorga, además de los beneficios medioambientales, una ventaja en costos sobre las otras fuentes de energía.

El sistema marginalista de fijación de precios, puede ser o no ser compatible con las energías renovables, dependiendo del costo promedio de la energía en el sistema eléctrico donde se va a conectar. Es decir, puede ser compatible en Chile donde el costo promedio de la energía es superior al costo promedio de generación de una central solar, o también puede ser incompatible en países como Perú donde el costo de energía es inferior al costo promedio de generación de la central solar.

– David Ardisana
Director técnico de Praxia Energía
España cuenta con gran cantidad de profesionales con amplia experiencia en FV, muy bien valorados en otros países, por lo que tiene la capacidad de volver a liderar el sector. Para ello necesita unas condiciones legislativas favorables y una seguridad jurídica que no se dan actualmente. Lo mismo se puede decir para los fabricantes de células y paneles, que con instalaciones muy automatizadas y fabricación de equipos de alta calidad podrían competir exitosamente en el mercado, pero para ello necesitan una base de clientes nacionales que a día de hoy es prácticamente nula.

En una región con tanta insolación como la mediterránea y en un escenario de precios crecientes de los combustibles fósiles, una fuente de generación tan flexible como la FV es el candidato número uno a constituir la base del sistema eléctrico. A medida que vayan quedando fuera de servicio las antiguas centrales eléctricas (ya amortizadas) y sea necesaria más potencia en el sistema eléctrico, las plantas FV serán la mejor opción en cuanto a precio por MWh generado, rapidez de instalación y reducción de la dependencia exterior. No debemos olvidar que las dos terceras partes del déficit comercial español se deben a las importaciones de gas y petróleo.

En la actualidad las plantas de ciclo combinado españolas, que suponen la principal inversión de las grandes eléctricas en las últimas décadas, están trabajando a un 10% de su capacidad. Cuando se dé vía libre al autoconsumo con balance neto anual, gran parte de los consumidores domésticos utilizarán este sistema para generar y consumir su propia energía. Por esta razón, las compañías eléctricas están haciendo mucha presión para limitar o retrasar un modelo de generación distribuida, mucho más eficiente que el convencional, que supondría una merma importante en sus ingresos.

– James Watson
Consejero Delegado de la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica (EPIA)
“EPIA ha pronosticado un fuerte crecimiento en los mercados asiáticos y americanos en 2014, una tendencia que probablemente continúe en 2015 y más allá. Europa sigue siendo un mercado importante con un considerable crecimiento en nuevos mercados como el Reino Unido. Nuestras previsiones apuntan a que, después de un año 2014 difícil, el mercado en Europa volverá a crecer en 2015 y volverá a un nivel sólido y estable de unos 10–12 GW a finales de la década. Con el marco regulatorio adecuado, este crecimiento podría ser aún más considerable”.

– Carolina Grau Ferrando
Directora general de Industria y Energía de Extremadura
Es cierto que con la nueva regulación, el mercado fotovoltaico está sufriendo de manera muy especial las restricciones de retribución a la generación, y muchas empresas, sobre todo de pequeño tamaño, están viéndose abocadas al abandono de sus instalaciones ante la imposibilidad de rentabilizar mínimamente sus plantas y poder hacer frente a sus deudas.

Sin embargo, en el caso de Extremadura, estamos presenciando el desarrollo de varios proyectos de grandes plantas FV, con capacidades de entre 300 y 450 MW, que a día de hoy siguen avanzando en su tramitación administrativa, con la confianza de que en los próximos años puedan ser ya una realidad. Según los promotores, y teniendo en cuenta el nuevo escenario normativo, estos proyectos son viables a pesar de no contar con incentivos. La duda que aún está por despejar, y que se escapa del ámbito de las administraciones competentes en esta materia, es si finalmente estos proyectos conseguirán el suficiente apoyo financiero para ser una realidad en este contexto económico en que han surgido. Esperamos que sí, y por este motivo, estamos apostando por acompañarles y asistirles en el complejo proceso de autorización.

– Luis Castro
Socios de Osborne Clarke España, SLP
La batalla judicial no ha hecho más que empezar. En el terreno nacional, los tribunales hasta la fecha se han alineado con el gobierno. Pero hay que tener en cuenta que las reformas del hasta ahora denominado régimen especial, ahora régimen retributivo específico, tuvieron una naturaleza de modificación puntual, de recorte en horas, de las primas o bien del plazo de vigencia del régimen retributivo primado. Ahora en cambio se produce un cambio radical en el sistema, en el que se sustituye el régimen primado por un régimen retributivo especifico que se basa en una retribución a la inversión, y otra a la operación.

Esa modificación sustancial, radical del régimen retributivo, con una retroactividad que ha sido calificada como impropia, pero que afecta a relaciones jurídicas nacidas con anterioridad a su vigencia, y que produce un grave perjuicio económico, afectando incluso a su viabilidad futura, plantea un nuevo escenario, que difiere del contemplado hasta ahora por la doctrina de nuestro Tribunal Supremo, basada en la ya famosa afirmación de que “de la Ley del Sector Eléctrico (refiriéndose a la anterior) no se desprende la petrificación o congelación del régimen retributivo de los titulares de instalaciones de energía eléctrica en régimen especial ni un reconocimiento del derecho de los productores en régimen especial a la inmodificabilidad de dicho régimen”. Lo expuesto, en unión con la posibilidad de que nuestro Tribunal Supremo considere el planteamiento de cuestiones prejudiciales ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea, ante la posible violación de directivas europeas por parte de la reciente reforma energética, al menos en los que a las renovables se refiere, abre una línea de defensa, que permite pensar en la posibilidad de que el criterio mantenido hasta ahora por nuestro Tribunal Supremo cambie.

Pero en el ámbito internacional se abre una opción para los inversores fotovoltaicos extranjeros, basada en unos tratados internacionales, los conocidos como Tratados Bilaterales de Inversión, o BITs en sus siglas en inglés ("Bilateral Investment Treaties") cuyo objeto es el de dar cierta seguridad jurídica a los inversores que decidan acometer inversiones en países extranjeros. Dentro de estos tratados se encuentra el Tratado de la Carta de la Energía ("Energy Charter Treaty"), del que España y los demás países de la Unión Europea, así como bastantes de los países de la Europa del Este, son miembros, y en su virtud cualquier ciudadano o empresa de cualquiera de esos países que invierta en materia de energía en cualquiera otro de esos países, puede acogerse a él si considera que ha sido expropiado, discriminado, nacionalizado o simplemente que el estado receptor de su inversión ha incumplido sus obligaciones contractuales.
 
– Raúl Martínez
Director comercial corporativo de Sofos Energía
El futuro es esperanzador. Ya hemos superado el momento más delicado con la supresión del sistema de tarifas en España a principios de 2012. Han pasado casi tres años y todas las empresas tenemos una estrategia competitiva para aprovechar las oportunidades que se dan en los mercados internacionales.

En nuestro sector hay dos batallas ante los tribunales: la de los recortes retroactivos para plantas en explotación y la de la nueva regulación del autoconsumo. Para el bien de la economía española, su credibilidad en el exterior y la competitividad de sus empresas esta batalla se debiera decantar hacia una posición mínimamente favorable para la energía FV. De no ser así nos va a costar mucho recuperar la credibilidad en la seguridad jurídica de España.

Por supuesto que la FV puede vivir sin incentivos. El cuándo depende del dónde. Hay países con más radiación que otros y hay países en los que la electricidad actualmente es más cara que en otros. También hay países que tienen una normativa más favorable a la implantación de sistemas FV. En este sentido la FV sin incentivos es ya una realidad desde hace algunos años en diferentes países del mundo (Chile, México, incluso en España)

El autoconsumo no se ha regulado porque el gobierno hace todo lo posible por retrasarlo en el tiempo. Llegará seguramente entre 2015 y 2016 porque no se puede estar más tiempo sin una regulación más específica. Actualmente sí hay regulación para hacer instalaciones de autoconsumo instantáneo a través del RD1699/2011 y también del Reglamento de Baja Tensión, pero el gobierno es el primer interesado en una regulación más concreta y definida. Las condiciones en las que llegará el balance neto serán más similares al autoconsumo instantáneo en una regulación muy similar a lo que ya se puede hacer actualmente en autoconsumo con venta de excedentes o en autoconsumo con inyección cero.

– Mariano Bacigalupo
Profesor titular del Departamento de Derecho Administrativo de la Facultad de Derecho de UNED y miembro de la Sala de Recurso de la Agencia Europea de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER)
La reforma (el RD-L 9/2013 y la nueva LSE, Ley 24/2013, desarrollados por el RD 413/2014 y la Orden IET/1045/2014) no limita la aplicación del nuevo régimen retributivo a instalaciones futuras, sino que lo extiende también a las que ya tenían reconocido el derecho a la percepción de un régimen económico primado con base en la normativa anteriormente vigente, aunque no obliga a sus titulares a devolver importes retributivos ya percibidos o correspondientes a la actividad de producción de energía eléctrica anterior a la entrada en vigor del RD-L9/2013 (que es el supuesto en el que, de acuerdo con la jurisprudencia de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, una modificación del régimen retributivo de la producción de energía eléctrica en régimen especial incurriría en “retroactividad propia”, prohibida por el artículo 9.3 de la Constitución). Quiere decirse, por tanto, que se dota al nuevo régimen retributivo cuando menos de la que en la doctrina jurídica se ha dado en llamar “retroactividad impropia”, es decir, la que se produce cuando una nueva regulación “incide sobre situaciones jurídicas actuales aún no concluidas”.

Es cierto que, como subraya la citada jurisprudencia del Tribunal Supremo, la retroactividad impropia no conculca per se el principio constitucional de seguridad jurídica, pero no lo es menos que tal retroactividad, a la inversa, tampoco resulta siempre y en todo caso conforme con dicho principio. En efecto, como admite la jurisprudencia del Tribunal Constitucional, no cabe “mantener, siempre y en cualquier circunstancia, su legitimidad constitucional, que puede ser cuestionada cuando su eficacia retroactiva entre en colisión con otros principios consagrados en la Constitución, señaladamente (...) el de seguridad jurídica”. Según el Tribunal Constitucional, “dicho principio, aun cuando no pueda erigirse en valor absoluto, pues ello daría lugar a la congelación o petrificación del ordenamiento jurídico existente (...), sí protege, en cambio, la confianza de los ciudadanos (...) frente a cambios normativos que no sean razonablemente previsibles”.

Pues bien, es en este punto donde procede llamar la atención sobre las diferencias notorias que existen entre los casos de anteriores modificaciones puntuales del régimen retributivo de la producción de energía eléctrica en régimen especial y el cambio radical que supone la sustitución del régimen económico primado por el nuevo régimen retributivo previsto en el RD-L 9/2013 y la nueva LSE y en las normas reglamentarias que lo desarrollan (RD 413/2014 y Orden IET/1045/2014). Como reconoce el Consejo de Estado en su dictamen sobre el anteproyecto de Ley del Sector Eléctrico, en los casos anteriores los cambios regulatorios dotados de retroactividad impropia (y considerados, algunos de ellos, conformes a Derecho por el Tribunal Supremo) no alteraban de raíz los fundamentos básicos y el mismo marco del sistema retributivo vigente, sino que se limitaban a introducir en él ciertos ajustes que no suponían una transformación integral del sistema retributivo en sí mismo considerado (por ejemplo, la reducción de la cuantía de las primas, de las horas de funcionamiento susceptibles de retribución primada o del período de vigencia temporal del régimen económico primado).

Ciertamente, el Tribunal Supremo ha admitido en algunos casos que se confiera retroactividad impropia a tales ajustes del régimen económico primado, pero nunca hasta la fecha se ha pronunciado -tampoco el Tribunal Constitucional- sobre la licitud constitucional (desde la perspectiva del principio de seguridad jurídica) de dotar también de retroactividad impropia a un cambio sistémico en toda regla del régimen retributivo anteriormente vigente, que no se limita a introducir ajustes en dicho régimen sino que afecta a los mismos fundamentos conceptuales y, por tanto, al propio marco del sistema. Una cosa es atribuir retroactividad impropia a unos ajustes regulatorios puntuales, por sensibles que puedan resultar para los afectados, y otra muy distinta dotar de esa misma retroactividad a un cambio integral del sistema retributivo bajo cuya vigencia se llevaron a cabo unas inversiones. Y esto es así tanto más cuanto los efectos lesivos que conlleva la retroactividad impropia que se confiere al nuevo sistema retributivo carecen de cualquier elemento de amortiguación o atemperación mediante un régimen transitorio (ultraactividad temporal del sistema retributivo anterior) o algún género de mecanismo compensatorio. Un cambio regulatorio de esta envergadura no era razonablemente previsible (ni por supuesto cuando se realizaron las inversiones, ni aun más tarde en el contexto de la introducción de ajustes en el régimen económico primado), por lo que no resulta constitucionalmente admisible sin cautelas que al menos amortigüen su extraordinario impacto lesivo para los afectados.

En síntesis, juzgada la retroactividad impropia que el RD-L 9/2013 y la nueva LSE confieren al nuevo régimen retributivo de las renovables con base en los criterios que la jurisprudencia constitucional deduce del principio de seguridad jurídica, resulta dudoso que esta vez se la pueda reputar constitucionalmente lícita.

Más información:
I Foro Solar Español
Fecha: 18 y 19 de noviembre de 2014
Lugar: Rafael hoteles Atocha, calle de Méndez Álvaro número 30 (Madrid)
Cuota de inscripción: No socios: 250 € + IVA. Socios: 150 € + IVA
www.unef.es

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