STS 1069/2020, 21 de Julio de 2020

La representación procesal de ENDESA SA, interpuso recurso contencioso-administrativo el día 11 de febrero de 2019 ante este Tribunal Supremo, donde se ha seguido con el número 39/2019, contra la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2019, que fue publicada en el BOE nº 308, de 22 de diciembre de 2018.

Admitiéndose a trámite el recurso, se reclamó el expediente administrativo correspondiente. Recibido el expediente, mediante Diligencia de Ordenación de 30 de septiembre de 2019 se hizo entrega al actor para formalizar demanda.

En su escrito de demanda presentado el 29 de octubre de 2019, al que acompaña documentación, en el que, previa alegación de las argumentaciones que considera oportunas, solicita que se dicte sentencia en la que, con imposición de costas a la Administración demandada, se estime el recurso y:

1. - En relación con el apartado 1 de la disposición derogatoria única de la Orden TEC/1366/2018:

   1. Declare que no es conforme a Derecho y la anule

   2. Declare el derecho de la recurrente y de las sociedades productoras de electricidad integradas en su grupo empresarial a que se aplique durante todo el año 2019 el servicio de disponibilidad regulado por la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre.

   3. Declare el derecho de las sociedades productoras de electricidad integradas en el grupo empresarial del que es matriz la recurrente, a que se les abonen los importes que habrían percibido de no haberse suprimido el mencionado servicio de disponibilidad y de haberse declarado aplicable el mismo durante todo el año 2019, con los intereses legales correspondientes, desde las fechas en las que debieron percibirlos hasta la fecha en la que efectivamente los perciban.

2. - En relación con la disposición adicional segunda de la Orden TEC/1366/2018:

   1. Declare que no es conforme a Derecho, en la medida en que no incluye dentro de los costes de comercialización del PVPC los costes que para los COR entrañan (i) la financiación del bono social y de la cuantía que deban aportar para cofinanciar con las Administraciones Públicas competentes el coste del suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la LSE, (ii) la gestión del bono social y de las medidas normativamente establecidas para proteger a los mencionados consumidores y (iii) la ejecución de la "Resolución del procedimiento efectivo de la obligación legal por las empresas distribuidoras y comercializadoras de referencia pertenecientes a grupos integrados, a no crear confusión a los consumidores en la información, presentación de marca e imagen de marca", aprobada por la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC en su sesión del día 6 de septiembre de 2018, de la que se adjunta copia como Documento 1.

   2. Declare el derecho de las sociedades comercializadoras de referencia integradas en el grupo empresarial del que es matriz la recurrente a que se les abonen los importes que les permitan resarcirse íntegramente de los costes aludidos en la letra a) con los intereses legales correspondientes, desde las fechas en las que incurrieron en tales costes hasta la fecha en la que efectivamente se les resarza de los mismos.

   Mediante los correspondientes otrosíes manifiesta que debe considerarse que la cuantía del procedimiento es indeterminada, y solicita el recibimiento del proceso a prueba, proponiendo como medio de prueba: Documental I (expediente administrativo), Documental II (documentos adjuntos a la demanda), Pericial (informe pericial de Frontier Economics Limited aportado como doc. nº 10 y la extensión al presente recurso de los efectos de la ratificación del informe pericial llevada a cabo por los peritos autores del mismo en el citado recurso nº 687/2017). Y por último solicita el trámite de conclusiones escritas.

Dado traslado para contestación a la demanda, la ADMINISTRACIÓN DEL ESTADO en su escrito de 3 de diciembre de 2019, tras realizar las alegaciones que consideró oportunas a su derecho, solicitó la desestimación del recurso contencioso-administrativo interpuesto, con costas a cargo de la parte recurrente.

En los correspondientes otrosíes expresa que la cuantía del procedimiento debe fijarse como indeterminada, e interesa el recibimiento a prueba (Documental- los documentos que acompañan a la contestación), no considerando necesaria la celebración de vistas, y solicita conclusiones por escrito.

Por Diligencia de Ordenación de 21 de enero de 2020, se tiene por caducado el derecho y perdido el trámite de contestación a la demanda de los demandados IBERDROLA ESPAÑA SA, EDP ESPAÑA SAU, ASOCIACIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS (ASEME) y VIESGO INFRAESTRUCTURAS ENERGÉTICAS SL.

Por Decreto de 28 de enero de 2020 se fijó la cuantía del procedimiento como indeterminada.

Mediante Auto de 31 de enero de 2020 la Sala acuerda recibir el recurso a prueba, teniendo por reproducida la documentación del expediente administrativo, y tener por aportados los documentos adjuntos al escrito de demanda y contestación.

Se tiene por aportado el informe pericial (FRONTIER ECONOMICS de 26 de junio de 2018, emitido por los peritos D. Alvaro y D. Anibal) obrante como documento 10, acordándose la extensión de efectos de la ratificación llevada a cabo en el recurso 1/687/2017, llevada a cabo por los citados peritos, uniéndose a los autos copia de aquélla.

La recurrente ENDESA SA, mediante escrito de 18 de febrero de 2020 evacuó el trámite de conclusiones, así como la Administración del Estado mediante escrito de 5 de marzo de 2020.

Quedaron las actuaciones pendientes de señalamiento para votación y fallo fijándose al efecto el día 16 de junio de 2020, si bien, por razón del estado de alarma declarado por Real Decreto 463/2020, de 14 de marzo, la deliberación no pudo tener lugar hasta el día 23 de junio de 2020, por vía telemática, conforme a lo previsto en el artículo 19.3 del Real Decreto-ley 16/2020, de 28 de abril, de medidas procesales y organizativas para hacer frente al COVID-19 en el ámbito de la Administración de Justicia.

La deliberación del presente procedimiento se ha llevado a cabo de forma conjunta con los recursos 1/49/2019, 1/54/2019, 1/56/2019 y 1/57/2019, todos ellos interpuestos contra la misma Orden TEC/1366/2018 aquí impugnada.

Objeto y planteamiento del recurso.

El presente recurso contencioso-administrativo lo formula la representación de Endesa SA contra la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2019.

En el antecedente segundo hemos visto que la demandante formula dos pretensiones diferenciadas: la nulidad del apartado 1 de la disposición derogatoria única de la Orden impugnada y la nulidad de la disposición adicional segunda, solicitando en ambos casos el restablecimiento de la situación jurídica individualizada en los términos que se detallan en dicho antecedente.

1. La pretensión de nulidad del apartado 1 de la disposición derogatoria única.

   La parte actora funda la pretensión de nulidad de este apartado en los siguientes argumentos de impugnación.

   1. Invalidez de la Orden TEC/1366/2018, por haberse omitido en el procedimiento de elaboración el dictamen del Consejo de Estado. Se alega como fundamento la inaplicación del art. 22 apartado 3 de la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, del Consejo de Estado.

   2. Invalidez del apartado 1 de la disposición derogatoria única de la Orden TEC/1366/2018, por vulneración del principio constitucional que proscribe la arbitrariedad de los poderes públicos ( artículo 9.3 CE) porque no existe una razón de interés público suficiente para derogar el servicio de disponibilidad.

   3. Invalidez del apartado 1 de la disposición derogatoria única por vulneración del principio de necesidad establecido en el artículo 129.1 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre (LPAC), porque no existe una razón de interés general que justifiquen la supresión del servicio de disponibilidad.

   4. Invalidez del apartado 1 de la disposición derogatoria única de la Orden TEC/1366/2018 por poner en riesgo la seguridad del suministro eléctrico, con vulneración del artículo 14.5.c) de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.

   5. Invalidez por vulneración del principio de igualdad ( art. 14 CE)

   En lo que se refiere a la supresión del servicio de disponibilidad de potencia acordado en este precepto la demanda es semejante a las de los recursos 1/54/2019, 1/56/2019 y 1/57/2019. Reproducimos por ello las consideraciones expuestas en la sentencia dictada en el asunto 1/57/2019.

2. La pretensión de nulidad de la disposición adicional segunda.

   La recurrente considera que la Orden impugnada omite cualquier justificación de la prórroga de los valores anteriores para el nuevo período 2019-2021 y que la disposición adicional segunda de la Orden TEC/1366/2018 por no incluir dentro de los costes de comercialización del precio voluntario de los pequeños consumidores (PVPC) los costes que para las empresas de comercialización de electricidad (COR) entrañan:

   (i) la financiación del bono social y de la cuantía que deban aportar para cofinanciar con las Administraciones Públicas competentes el coste del suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la LSE. Con vulneración del artículo 45.4 de la LSE en su redacción dada por el RDL 7/2016, que vincula la obligación de financiación del bono social - exclusivamente- a la actividad de comercialización, imponiendo dicha obligación sobre las sociedades que la desarrollan.

   (ii) la gestión del bono social y de las medidas normativamente establecidas para proteger a los mencionados consumidores, lo que determinan un notable incremento de sus costes de comercialización.

   y (iii) la ejecución de la Resolución sobre marcas dictada por la CNME con fecha 6 de septiembre de 2018, con el consiguiente incremento de los costes soportados por aquéllos

   Y la necesidad de reconocer en el PVPC todos los costes de comercialización, en particular, con ocasión de la revisión trianual de tales costes. Con distorsión de las condiciones de competencia en el mercado de comercialización de electricidad, con incremento de las barreras de entrada existentes a consecuencia de la existencia de un precio regulado que no refleja todos los costes de comercialización, todo ello con vulneración del artículo 17 de la LSE, 26 del RD 216/2014, y el Convenio del MIBEL, incurriendo en ilegalidad por omisión.

Sobre la omisión del dictamen del Consejo de Estado.

En el apartado B.1) de la demanda, y en relación con la invalidez de la Disposición Derogatoria Única mencionada se denuncia un defecto de índole procedimental, pues se sostiene que la Orden impugnada debe ser declarada nula por la omisión de un trámite esencial del procedimiento de elaboración, cual es el dictamen del Consejo de Estado y la infracción del artículo 24 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno en relación con el artículo 22 de la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, del Consejo de Estado.

Argumenta la mercantil actora que la Orden ITC/3127/2011, de 17 de Noviembre tiene un indudable carácter normativo, en cuanto innova el ordenamiento jurídico con el establecimiento de un régimen susceptible de una pluralidad indefinida de actos aplicativos y en consecuencia la Disposición Derogatoria Única impugnada tiene la misma naturaleza normativa, esto es, se dicta en el ejercicio de la potestad reglamentaria, en su dimensión de potestad de derogación de una norma anterior. Considera que la Orden debe considerarse como un reglamento ejecutivo de la Ley del Sector Eléctrico, dictado en virtud de la habilitación contenida en el artículo 14.5.c) de dicha la Ley y por ello, habría sido necesario el informe del Consejo de Estado, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 22, apartados 2 y 3, de la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, del Consejo de Estado.

Así planteada la cuestión, daremos la misma respuesta que en ocasiones anteriores en las que varios recurrentes dirigieron un reproche similar contra diversas órdenes ministeriales relativas a distintos aspectos de la actividad del sector eléctrico. Sirvan de ejemplo nuestras sentencias n°920/2016, de 26 de abril (recurso 1/920/2014), n° 953/2016 de 29 de abril (recurso 1/883/2014) y n° 268/2019, de 28 de febrero (recurso 1/669/2017). Y partiendo de tales precedentes, podemos ya anticipar que el motivo de impugnación debe ser desestimado.

De entre las resoluciones a las que acabamos de aludir, en nuestra sentencia de n° 953/2016 de 29 de abril (recurso 1/883/2014) -en la que se cita una anterior sentencia de 13 de noviembre de 2015 (recurso 1/351/2014)- tuvimos ocasión de señalar que el informe del Consejo de Estado no era exigible en el procedimiento seguido para la aprobación la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, señalando la sentencia que, dado su carácter esencialmente técnico, en propiedad, no cabe caracterizar dicha Orden como un desarrollo del artículo 49 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. Y a la misma conclusión se llega en las sentencias n° 920/2016, de 26 de abril (recurso 1/920/2014), n° 953/2016 de 29 de abril (recurso 1/883/2014) y el 268/2019, de 28 de febrero (recurso 1/669/2017) con relación a las órdenes ministeriales que allí se examinaban, relativas a distintos aspectos de la actividad del sector eléctrico.

Pues bien, por razones análogas tampoco cabe considerar que la determinación impugnada -apartado 1 de la disposición derogatoria única de la Orden TEC/1366/2018- sea un reglamento ejecutivo dictado en desarrollo del artículo 14.5.c) de dicha la Ley. Como razona la Abogacía del Estado en su escrito de contestación a la demanda, la disposición que es objeto de este litigio no es una norma reglamentaria que desarrolle, complete o ejecute una norma con rango de Ley, sino que se trata una disposición por la que la Administración ejercita la facultad que expresamente le atribuye una norma con rango de Ley en orden al posible establecimiento de ayudas económicas o incentivos, como medidas de fomento, siendo la retribución un pago finalista que no tiene carácter necesario, más cercana a la potestad tarifaria (determinación de ingresos y costes del sistema eléctrico) que al ejercicio de una potestad reglamentaria en desarrollo de la regulación contenida en la Ley. Por ello, resulta adecuado el paralelismo que a título de ejemplo ofrece el representante procesal de la Administración cuando señala que, a los efectos que estamos examinando, una disposición como la aquí impugnada presenta una naturaleza jurídica análoga a las bases reguladoras de ayudas públicas en forma de subvenciones, que a pesar de su naturaleza reglamentaria no constituyen disposiciones de carácter general que se dicten en desarrollo o ejecución de las leyes. Y ello porque la habilitación expresa de una ley para la realización de alguna normativa reglamentaria no implica, más bien excluye, la noción de reglamento ejecutivo.

Aunque al examinar la controversia de fondo abundaremos sobre ello, podemos ya anticipar que en el caso que nos ocupa la norma legal se limita a enunciar la posibilidad de las medidas de pago para cumplimiento de una finalidad pública que la ley no impone ni predetermina, por lo que no cabe afirmar que nos encontremos ante un desarrollo de la ley en sentido propio. Sencillamente, la Ley autoriza a la Administración para regular una materia, sin predeterminar su contenido, por lo que la disposición que se dicte no constituye un reglamento ejecutivo, lo que determina el rechazo de los motivos basados en el carácter normativo de la Orden y su equiparación a la precedente Orden ITC/1327/2011.

Por todo ello, el motivo de impugnación sustentado en la omisión del dictamen del Consejo de Estado debe ser desestimado.

Sobre el servicio de disponibilidad de potencia

Entrando ya en la controversia de fondo, puesto que lo que se cuestiona en este proceso es la supresión del denominado "servicio de disponibilidad de potencia" y partiendo de lo declarado en nuestra Sentencia de 29 de junio de 2020 (Recurso 57/2019), debemos comenzar exponiendo unas nociones sobre el significado y razón de ser de este servicio que la Orden impugnada ha venido a suprimir.

El apartado 1º de la disposición derogatoria impugnada tiene el siguiente contenido:

"1. Quedan derogados expresamente los artículos primero a noveno, ambos inclusive, de la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el anexo III de la Orden lTC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, así como la disposición adicional primera y las disposiciones transitorias primera y segunda de dicha Orden.

[...]"

La regulación del servicio de disponibilidad se sustentaba en la previsión contenida en el artículo 16.1.c) de la anterior Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, que establecía lo siguiente:

"Artículo 16. Retribución de las actividades y funciones del sistema.

1. La retribución de la actividad de producción incorporará los siguientes conceptos;

   [...]

   3. Se retribuirán los servicios complementarios de la producción de energía eléctrica necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor.

   Reglamentariamente, se determinará qué servicios se consideran complementarios, así como su régimen retributivo, diferenciándose aquellos que tengan carácter obligatorio de aquellos potestativos [...]."

   En la línea de lo que establecía el citado artículo 16.1.c) de la anterior Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, la vigente Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico establece en su artículo 14.5.c) lo siguiente:

   "Artículo 14. Retribución de las actividades.

   [...]

5. La retribución de la actividad de producción incorporará los siguientes conceptos:

   3. En su caso, la retribución en concepto de mecanismo de capacidad, que se establecerá por orden del Ministerio para la Transición Ecológica, que permita dotar al sistema de un margen de cobertura adecuado e incentive la disponibilidad de potencia gestionable."

   En un primer momento se estableció, por razones de seguridad de suministro, un mecanismo transitorio de servicio de disponibilidad para el período comprendido entre 1 de enero y 31 de julio de 2008 (Orden ITC/2794/2007, Anexo-lll, apartado quinto.1, y Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, disposición transitoria 1ª ). Pero la regulación completa del servicio de disponibilidad de potencia quedó establecida en la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, cuyo artículo 3 ofrece la siguiente definición:

   "El servicio de disponibilidad que se regula consistirá en la puesta a disposición del operador del sistema de toda o parte de la potencia de las instalaciones de producción definidas en el artículo 2, en las condiciones establecidas en la presente orden."

   En cuanto a su ámbito de aplicación, lo delimita el artículo 2 de la propia Orden ITC/3127/2011 en los siguientes términos:

   "Este servicio será de aplicación a las instalaciones térmicas de producción de energía eléctrica de régimen ordinario inscritas en la Sección Primera del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica, que pudieran no estar disponibles en los periodos de punta del sistema a falta de la retribución por este concepto, al ser tecnologías marginales del mercado diario, es decir, las centrales de fueloil, las centrales de ciclo combinado y las de carbón. Asimismo, será de aplicación para las instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse."

   No obstante, el ámbito de aplicación del servicio de disponibilidad se vio luego reducido por virtud de la Orden ETU/1133/2017, de 21 de noviembre (disposición final segunda ), que añadió a aquella Orden ITC/3127/2011 una disposición transitoria cuarta de la que interesa destacar aquí los siguientes apartados:

   "Disposición transitoria cuarta. Aplicación del servicio de disponibilidad en el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2018.

   1, El servicio de disponibilidad regulado en esta orden, se aplicará para el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2018.

   [...]

4. Se excluyen del ámbito de aplicación para el servicio de disponibilidad para el periodo recogido en el apartado 1 a las instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse."

   En fin, el sentido y la razón de ser del servicio de disponibilidad de potencia se explica en el Preámbulo de la citada Orden ITC/3127/2011, del que interesa reproducir ahora los siguientes fragmentos:

   "El artículo 16.1.C) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico dentro de la retribución de las actividades y funciones del sistema, establece que "Adicionalmente el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio podrá establecer una retribución en concepto de pago por capacidad en función de las necesidades de capacidad del sistema."

   Con ello el diseño del mercado eléctrico en la citada Ley establece un sistema retributivo regulado que complementa el ingreso que se produce en el mercado eléctrico con el objeto de establecer una señal económica para incentivar la entrada de nueva capacidad en el mercado y para evitar el cierre de aquellas instalaciones que garantizan la seguridad del suministro eléctrico.

   A tales efectos, el apartado cuarto de la Orden ITC/2794/2007, de 27 septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007, aprueba la regulación de los pagos por capacidad definidos en el citado artículo 16 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

   [...]

   Bajo el concepto de pagos por capacidad, en dicha norma se incluyen dos tipos de servicio: el incentivo a la inversión en capacidad a largo plazo y el servicio de disponibilidad a medio plazo. El primero de estos conceptos se encuentra desarrollado mientras que el segundo no está actualmente en aplicación.

   El servicio de disponibilidad a medio plazo estará destinado a promover la disponibilidad en un horizonte temporal igual o inferior al año de las instalaciones que a falta de pagos por este concepto pudieran no-estar disponibles para fomentar y mantener las condiciones necesarias que sustentan la garantía de suministro en el corto y medio plazo. Este servicio será gestionado por el operador del sistema con criterios de transparencia y eficiencia.

   En la actualidad, la inelasticidad de la demanda y el mallado imperfecto de la red hacen que el precio de la energía sea una señal insuficiente para garantizar la cobertura del suministro de la electricidad. Por tanto, el carácter de bien público de la disponibilidad de la potencia hace que aquellas centrales de generación que son importantes para el sistema por su capacidad para adaptarse a las necesidades de demanda, dadas las restricciones existentes en capacidad de interconexión, y su capacidad para resolver la creciente producción de energía no gestionable, sean objeto de una retribución regulada.

   El diseño de mercado efectuado en la Ley 54/1997. de 27 de noviembre, hace que adquiera especial relevancia asegurar la disponibilidad de toda la generación. Hay que tener en cuenta por una parte que los efectos de la crisis económica mundial en el sector energético español, se han traducido en una importante ruptura en la senda evolutiva de la demanda. Por otra parte, hay que considerar el compromiso adquirido por el Gobierno español para producir el 20 % de la energía primaria a partir de fuentes de energía renovable en 2020, que implica que la producción renovable en el sector eléctrico debe continuar aumentando su participación en la producción de energía eléctrica a tasas significativas, con los consiguientes beneficios de largo plazo que implica esta apuesta tecnológica.

   Estos dos factores han tenido un impacto significativo en los ingresos que reciben las centrales del régimen ordinario que se encargan de asegurar el equilibrio entre la oferta y la demanda en el medio y largo plazo, lo que pone en riesgo la disponibilidad de algunas tecnologías para cubrir las puntas del sistema y se desincentiva la inversión en nueva capacidad que, en el largo plazo, será necesaria para reemplazar a las centrales existentes y, por tanto, garantizar el suministro de la demanda.

   A esto hay que añadir que se ha producido una reducción significativa en las horas de funcionamiento de algunas tecnologías que no ha podido compensarse con una mayor producción destinada a otros mercados por la reducida capacidad de interconexión con los principales sistemas europeos.

   Por todo ello en la presente orden se hace necesario definir el servicio de disponibilidad a medio plazo que estará destinado a promover la disponibilidad en un horizonte temporal anual de estas instalaciones, evitando que su retirada en el mercado lleve, en último término, a que pudieran no estar disponibles. Por tanto, se fija un pago para las centrales que son objeto de la prestación del servicio para asegurar su disponibilidad. De esta forma existe el incentivo económico para que estas centrales estén operativas y garanticen el suministro eléctrico. Los pagos por disponibilidad se configuran en función de la potencia neta instalada de la central, así como de un índice de disponibilidad [...]."

   Así las cosas, la Orden TEC/1366/2018, impugnada en este proceso, viene a suprimir el servicio de disponibilidad de potencia mediante la derogación de los artículos primero a noveno, ambos inclusive, de la Orden ITC/3127/2011. Y tal supresión la justifica el Preámbulo de la Orden TEC/1366/2018 en su apartado V, del modo siguiente:

   "[...] V. El servicio de disponibilidad está regulado en la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el Incentivo a la inversión a que hace referencia el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

   Actualmente, se encuentra pendiente de aprobación el paquete legislativo presentado por la Comisión Europea el 30 de noviembre de 2016, denominado "Clean Energy for Att Europeans". que recoge, en lo relativo al sector eléctrico, una modificación completa del marco normativo para avanzar en la consecución del mercado interior de la electricidad y para cumplir con los compromisos climáticos del Acuerdo de París en el marco de la XXI Conferencia de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático 2015.

   En dicho paquete legislativo se contempla una reforma de los actuales mecanismos de capacidad, para adaptarlos a la normativa comunitaria, cuya asignación deberá producirse mediante mecanismos competitivos, tal y como indica el informe sobre la investigación sectorial sobre los mecanismos de capacidad, publicado por la Comisión Europea en noviembre de 2016.

   Asimismo, el sistema energético ha iniciado un proceso de transición hacia un nuevo escenario caracterizado por la descarbonización, la descentralización de la generación, la electrificación de la economía, la participación más activa de los consumidores y un uso más sostenible de los recursos.

   En este escenario, con una penetración renovable cada vez mayor y la próxima aprobación del paquete legislativo europeo, resulta prudente un análisis en profundidad del servicio de disponibilidad, de acuerdo con las directrices que resulten del paquete legislativo europeo citado así como con el resto de objetivos. Por todo ello, resulta necesario suprimir el servicio de disponibilidad actual.

   En consecuencia, por la presente Orden se deroga parcialmente la Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos por capacidad y se modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el anexo III de la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007.

   Se mantiene, en cambio, la vigencia de algunas de las Disposiciones finales, que regulan aspectos ajenos a este mecanismo."

Sobre las alegadas arbitrariedad de la supresión del servicio de disponibilidad de potencia, garantía del suministro, principio de necesidad, y no discriminación.

1. Sobre la jurisprudencia previa relativa al pago por capacidad.

   Tras exponer las razones sobre la subsistencia -incluso agravamiento- de las razones del mantenimiento del servicio de disponibilidad en la actualidad, aduce la demandante que la disposición derogatoria única de la Orden TEC/1366/2018 vulnera el principio constitucional que proscribe la arbitrariedad de los poderes públicos ( artículo 9.3 de la Constitución) porque subsisten las razones que justificaron la introducción del servicio, porque las razones que determinan la supresión son erróneas y porque las mismas razones que ahora se dan para la supresión se invocaron en octubre de 2018 para justificar la introducción de modificaciones en la supresión del servicio, en ningún caso para la supresión. En fin, considera que, no existen razones de interés público suficiente para derogar el servicio de disponibilidad; que tal supresión pone en riesgo la seguridad del suministro eléctrico, con vulneración del aludido principio constitucional.

   Pues bien, para dar respuesta a tales motivos de impugnación debemos comenzar recordando, como hemos hecho en nuestras recientes sentencias n° 532/2020, de 21 de mayo (recurso contencioso-administrativo 1/730/2017, F.J. 3° y 4°), n° 623/2020, de 29 de mayo (recurso 1/26/2018, FJ.3° y 4°) y n° 674/2020, de 4 de junio (recurso 1/23/2018, FJ. 2° y 3°), algunos aspectos de la jurisprudencia de esta Sala en relación con el concepto retributivo de pago por capacidad.

   Ante todo, en la interpretación del concepto retributivo de pago por capacidad al que se refiere el artículo 16.1.c) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (redacción dada por el artículo 1, apartado 23, de la Ley 17/2007, de 4 de julio), esta Sala vino a señalar que se trata de un concepto retributivo de carácter complementario o adicional, que puede aplicar la Administración en función de las necesidades de cobertura del suministro de electricidad y la propia evolución del sistema eléctrico.

   Así lo decía la sentencia de esta Sala de 18 de julio de 2013 (recurso 1/874/2011, FJ 2°):

   "[...] cabe partir de la regulación de los pagos por capacidad establecida en el artículo 16.1 b) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, que se configura corno un concepto retributivo de la actividad de producción de energía eléctrica de carácter complementario o adicional, que puede aplicar el Gobierno o, en su caso, al Ministro de Industria, Turismo y Comercio, en función de las tecnologías que utilizan las instalaciones y las necesidades de la cobertura del suministro de electricidad, que se encuentra condicionada por la propia evolución del mercado eléctrico."

   En esa misma línea, la jurisprudencia ha señalado que, a diferencia del concepto retributivo de la estricta energía al que se refiere el apartado a) del artículo 16.1 de la Ley 54/1997, que tiene carácter necesario, el concepto de pago por capacidad tiene un carácter complementario o adicional, como resulta de las expresiones de! apartado c) del artículo 16.1 de la Ley 54/1997 de "adicionalmente" y "podrá establecer". Así lo destaca la sentencia de 8 de marzo de 2011 (recurso 44/2012, FJ. 3°), que examinando el concepto retributivo de pago por capacidad que se contempla en el artículo 16.1.c) de la Ley 54/1997 señala lo siguiente:

   "[...] Como puede comprobarse, la citada dicción [del precepto legal] configura los pagos por capacidad como un concepto retributivo de la actividad de producción de energía eléctrica que, a diferencia de lo que es estricta retribución de la energía, no tiene carácter necesario (como resulta de las expresiones "adicionalmente" y "podrá establecer") y que, de existir, sólo podrá cobrarse en función de las necesidades de capacidad del sistema. Es, a todas luces, un pago finalista, que tiene por objetivo asegurar que el sistema tendrá a su disposición la capacidad o potencia instalada necesaria para cubrir la demanda, asegurando así, en último extremo, la garantía del suministro."

   También en las sentencias de 24 de febrero y 28 de abril de 2009, recaídas en recursos en los que se impugnaban diversos apartados del Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, antes citado (recursos 1/142/2007 y 1/140/2007, F.J. 6°), esta Sala se ha referido al pago por capacidad como una posibilidad establecida por la ley, que otorga a la Administración un amplio margen para modular los requisitos y modalidades de dicho pago.

   Por tanto, la jurisprudencia de esta Sala ha venido señalando de manera constante que el pago por capacidad -y su modalidad de servicio de disponibilidad a medio plazo- es un concepto retributivo de carácter no necesario sino complementario o adicional, que puede aplicar el Ministerio de Industria en función de las necesidades de cobertura del suministro de electricidad y la propia evolución del sistema eléctrico, habiendo asignado la ley a la Administración amplias facultades para modular los requisitos y modalidades de dicho pago.

   En fin, esa caracterización que la jurisprudencia ha venido atribuyendo al pago por capacidad que se contemplaba en el artículo 16.1.C) de la Ley 54/1997, considerándolo como un pago no necesario sino complementario o adicional, debe considerarse subsistente después de la entrada en vigor de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, vista la redacción dada al vigente artículo 14.5.c) de esta Ley:

   "Artículo 14. Retribución de las actividades.

   [...]

   5, La retribución de la actividad de producción incorporará los siguientes conceptos:

1. La energía eléctrica negociada a través de los mercados diario e intradiario

2. Los servicios de ajuste, incluyendo los servicios de no frecuencia y servicios de balance del sistema, necesarios para garantizar un suministro adecuado al consumidor.

   [...]

3. En su caso, la retribución en concepto de mecanismo de capacidad, que se establecerá por orden del Ministerio para la Transición Ecológica, que permita dotar al sistema de un margen de cobertura adecuado e incentive la disponibilidad de potencia gestionable.

   [...]"

2. Sobre la no vulneración del principio de interdicción de la arbitrariedad.

   Tomando como base de partida la jurisprudencia que acabamos de reseñar, podemos ya anticipar que debe ser desestimado el motivo de impugnación basado en la vulneración del principio de interdicción de la arbitrariedad.

   En efecto, frente al alegato de la demandante de que la decisión de suprimir el servicio de disponibilidad es arbitraria y vulnera el principio de seguridad jurídica ( artículo 9.3 de la Constitución) debe recordarse que, como ya hemos visto, la Orden TEC/1366/2018 expone en su Preámbulo las razones de tal supresión, señalando allí, como factores relevantes, que actualmente se encuentra en curso una reforma de los actuales mecanismos de capacidad para adaptarlos a la normativa comunitaria, cuya asignación deberá producirse mediante mecanismos competitivos: que el sistema energético ha iniciado un proceso de transición hacia un nuevo escenario caracterizado por la descarbonización, la descentralización de la generación, la electrificación de la economía, la participación más activa de los consumidores y un uso más sostenible de los recursos; que en ese escenario, con una penetración cada vez mayor de las energías renovables y la próxima aprobación del paquete legislativo europeo, resulta prudente un análisis en profundidad del servicio de disponibilidad, de acuerdo con las directrices que resulten del paquete legislativo europeo citado así como con el resto de objetivos; y que por todo ello se considera necesario suprimir el servicio de disponibilidad actual.

   Es cierto que esas mismas razones que la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre, expone en su Preámbulo para justificar la supresión del servicio aparecen también en el Preámbulo de otra Orden dictada dos meses antes -Orden TEC/1049/2018, de 11 de octubre- cuyo objeto no era la supresión del servicio sino, sencillamente, la modificación del artículo 6 de la Orden ITC/3127/2011 en lo relativo al plazo en el que el operador del sistema debía cursar la notificación al titular de las instalaciones de generación seleccionadas para prestar el servicio de disponibilidad. La demandante ve en ello una clara contradicción pues las razones que se dan en la Orden impugnada para justificar la supresión del servicio son las mismas que la propia Administración había dado dos meses antes en una Orden en la que se mantenía dicho servicio de disponibilidad. Pues bien, esta Sala no aprecia la contradicción que señala la parte actora.

   El Preámbulo de la Orden TEC/1049/2018, de 11 de octubre, describe un escenario caracterizado por estar pendiente de aprobación un paquete legislativo presentado por la Comisión Europea, así como por la descarbonización, la descentralización de la generación, la electrificación de la economía, la participación más activa de los consumidores, un uso más sostenible de los recursos una penetración cada vez mayor de las energías renovables y la próxima aprobación del paquete legislativo europeo. Y de la concurrencia de todas esas circunstancias se deriva la conclusión de que "[...] resulta prudente un análisis en profundidad del servicio de disponibilidad". Y es precisamente la necesidad de tiempo para realizar ese "análisis en profundidad" la que lleva a ampliar el plazo de contestación del operador del sistema que venía previsto en el artículo 6 de la Orden ITC/3127/2011.

   Y ese escenario que describía el Preámbulo de la Orden TEC/1049/2018 aparece expuesto de nuevo, dos meses más tarde, en el Preámbulo de la Orden TEC/1366/2018, de 20 de diciembre, donde, después de reiterar la apreciación de la Orden anterior sobre la procedencia de un análisis en profundidad del servicio de disponibilidad, se añade ahora la conclusión de que "[...] resulta necesario suprimir el servicio de disponibilidad actual".

   Por tanto, ante un determinado escenario que ambas órdenes describen en términos coincidentes, la Orden TEC/1049/2018 consideró procedente una modificación de rango menor que consistió en otorgar al operador del sistema un plazo más amplio que el que venía previsto en el artículo 6 de la Orden ITC/3127/2011. Por su parte, la Orden TEC/1366/2018, ahora impugnada, considera necesaria la supresión del servicio de disponibilidad. No apreciamos que exista contradicción, sino que, ante la concurrencia de determinadas circunstancias, y dada su permanencia en el tiempo, la Administración ha considerado necesario intensificar la respuesta ante ese escenario que se describe.

   Como señala la Abogacía del Estado en su escrito de contestación a la demanda, en el ámbito de la Unión Europea existe una clara tendencia a restringir o incluso suprimir los mecanismos de capacidad. Así, el informe de la Comisión Europea el 14 de noviembre de 2016 -COM (2016) 752 final, denominado "Informe final de la investigación sectorial sobre los mecanismos de capacidad" ya ponía de manifiesto que la seguridad de! abastecimiento eléctrico constituía una preocupación de los Estados miembros, por lo que para evitar un posible déficit de suministro de habían implantado o pretendían introducir diferentes mecanismos de capacidad que remuneran a los operadores que generan electricidad y otros proveedores de capacidad, como los operadores que responden a la demanda, para que estén disponibles en caso de necesidad. Ahora bien, el propio informe ponía de manifiesto sus reticencias a la implantación y proliferación de estos mecanismos retributivos por entender que crean distorsiones en la competencia y constituyen, en principio, una ayuda estatal. En este sentido señala el informe lo siguiente:

   "[...] El apoyo público a los proveedores de capacidad corre el riesgo de crear distorsiones de la competencia en el mercado de la electricidad y, en principio, constituye ayuda estatal. Los mecanismos de capacidad ofrecen a menudo subvenciones destinadas únicamente a los proveedores de capacidad nacionales, sin tener en cuenta el valor de las importaciones y distorsionando las señales de inversión. Esto significa que se pierden muchos de los beneficios de un mercado interior de la energía abierto y bien conectado y que aumentan los costes para los consumidores. Estos mecanismos también favorecen en ocasiones a ciertas tecnologías o agentes del mercado sin justificación objetiva, o impiden a los nuevos operadores competitivos ser activos en el mercado de la electricidad. Esto distorsiona la competencia, amenaza con poner en peligro los objetivos de descarbonización y hace subir el precio para la seguridad del suministro. Por consiguiente, el 29 de abril de 2015, la Comisión emprendió una investigación sectorial en materia de ayudas estatales con el fin de comprender la necesidad, el diseño y el impacto en el mercado de los mecanismos de capacidad."

   Y también señala el informe:

   "[...] Es probable que esta remuneración implique ayuda estatal, que deberá notificarse a la Comisión para su aprobación conforme a las normas sobre ayudas estatales de la UE. La Comisión probablemente considere que existe un mecanismo de capacidad sujeto a las normas sobre ayudas estatales si: i) la medida fue iniciada por el gobierno y/o está en relación con él, ii) su objetivo principal estriba en garantizar la seguridad del suministro eléctrico, y iii) retribuye a los proveedores de capacidad, al margen de los ingresos que perciban, en su caso, por la venta de la electricidad."

   En esa misma línea, el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, trata de limitar o suprimir los mecanismos de capacidad estableciendo en su configuración los siguientes requisitos: "a) serán temporales; b) no deberán crear distorsiones innecesarias del mercado ni limitar el comercio internacional; c) no irán más allá de lo que sea necesario para hacer frente al problema de la cobertura a que se refiere el artículo 20". Este Reglamento de la Unión Europea es de fecha posterior a la Orden TEC/1366/2018 que es aquí objeto de impugnación; pero durante el procedimiento de elaboración de la Orden ya se conocían las reformas en curso en el ámbito de la Unión Europea y a ello alude expresamente el Preámbulo de la Orden al que ya nos hemos referido.

   Vemos así que en el Derecho de la Unión Europea la tendencia a no implantar o suprimir estos mecanismos de pago por capacidad viene inspirada no solo por el buen funcionamiento del sistema eléctrico nacional y comunitario sino también desde la perspectiva del derecho de la competencia!, ya que el apoyo público a los proveedores de capacidad corre el riesgo de crear distorsiones de la competencia en el mercado de la electricidad y, en principio, constituye ayuda estatal; y la Comisión tiene competencia exclusiva para evaluar la compatibilidad con el mercado interior de las medidas de ayudas de Estado que los Estados miembros pueden poner en marcha con arreglo al artículo 108 del TFUE.

   En definitiva, la tendencia es vincular tales incentivos, como retribución no necesaria, a un ámbito temporal concreto, sin que puedan ir más allá de lo que sea necesario para hacer frente al específico problema de cobertura existente.

   Por otra parte, y volviendo ahora a nuestro ordenamiento interno, no cabe entender que la Orden TEC/1366/2018 haya introducido un cambio regulatorio imprevisible y sorpresivo. Y no solo porque, como antes hemos visto, la Orden TEC/1049/2018 indicaba la procedencia de un análisis en profundidad del servicio de disponibilidad, sino también porque, antes de eso, ya la Orden ETU/1133/2017, de 21 de noviembre, introdujo determinadas correcciones que reducían el ámbito de aplicación del servicio de disponibilidad tanto en el aspecto temporal (aplicación del servicio con carácter semestral) como en su vertiente objetiva (exclusión de las instalaciones hidráulicas de bombeo puro, bombeo mixto y embalse. Y la propia Orden ETU/1133/2017 anunciaba en su Preámbulo que ello se hacía "[...] en espera de una próxima reforma más profunda de los mecanismos de capacidad, en línea con directrices europeas y que permita su eficaz adaptación a la situación de mayor penetración de generación renovable y baja interconexión".

   Finalmente y en relación con el informe pericial de 26 de junio de 2018 aportado con la demanda como documento nº 10, y elaborado por los peritos D. Alvaro y D. Anibal (FRONTIER ECONOMICS), sin perjuicio de sus razonadas observaciones sobre diversos aspectos de la materia que es objeto de examen no resulta posible concluir que el mantenimiento del servicio de disponibilidad sea la única opción viable, pues no cabe excluir que puedan adoptarse soluciones distintas basadas en razones o factores de diversa índole. Y, desde luego, el informe pericial no permite concluir que la decisión de suprimir el servicio de disponibilidad deba ser tachada de arbitraria.

3. Sobre la vulneración del principio de necesidad del artículo 129.1 de la Ley 39/2015, de 1 de Octubre .

   Bajo este apartado de la demanda, alega la recurrente que la Administración está obligada a actuar con arreglo al principio de necesidad consagrado en el aludido artículo 129.1 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, que entiende vulnerado al no concurrir razones de interés general que justifiquen la supresión del servicio, ahora más necesario que nunca, por las razones expuestas en el apartado C.2 de dicho escrito, sin que el derecho europeo obligue en absoluto a su supresión y ni siquiera a su modificación, hasta el 31 de diciembre de 2019.

   Pues bien, las mismas razones antes expuestas determinan el rechazo de la quiebra del mencionado principio y ello por cuanto en el alegato sobre este principio se reproducen los mismos argumentos que ya hemos desestimado, si bien, desde una distinta perspectiva, a la que ya hemos dado respuesta en el anterior apartado, sin que se aleguen razones diferentes o adicionales o diferentes a las que ya se han suscitado desde la precedentes perspectivas, como la quiebra del artículo 9.3 CE, a las que necesariamente hemos de remitirnos,

4. Sobre la vulneración del artículo 14.5 c) de la LSE

   Argumenta la parte actora que el inciso "en su caso" contenido en el artículo 14.5.c) LSE no puede interpretarse en el sentido de que el Ministerio es libre para establecer o no los pagos por capacidad libremente, sino en el sentido de que solo "podrá" establecerlos en el supuesto de que sean necesario. Vuelve a reiterar en este apartado que no se ha acreditado que las razones que en su día determinaron el establecimiento del servicio de disponibilidad hayan desaparecido, lo que revela que la supresión sea contraria al artículo 14.5.c) LSE que solo permite aplicar el servicio por razones ligadas y vinculadas a la garantía de suministro.

   Pues bien, ya hemos expuesto anteriormente que consideramos no arbitrarias las razones expresadas por la Administración para justificar la supresión del servicio controvertido, en particular, respecto a la quiebra del artículo 14.5.c) LSE, hemos de remitirnos a lo razonado en la Sentencia de 7 de Julio de 2020, recurso 56/2019, en la que dijimos lo siguiente:

   Es cierto que la seguridad del suministro ha sido una preocupación de la Unión Europea en su conjunto y de todos los Estados miembros individualmente considerados. La Comisión ya en el 2016 los puso de manifiesto en un documento enviado a las Delegaciones de los Estados miembros.

   Sin embargo, el informe de la Comisión de 30 de noviembre de 2016 al que ya nos hemos referido ("Informe final de la investigación sectorial sobre los mecanismos de capacidad") pone de manifiesto que el servicio de disponibilidad no es el mecanismo indicado para remediar los problemas referidos a la inelasticidad del mercado. Así, en relación con el mecanismo de capacidad consistente en pagos por capacidad el informe de la Comisión señala que

   "[...] por lo que respecta a los "pagos por capacidad", la investigación sectorial muestra que es improbable que estos mecanismos establezcan el precio adecuado por la capacidad, pues no permiten que el mercado establezca competitivamente el precio de capacidad correcto, sino que lo hace depender de un precio "administrativo". Por lo tanto, es improbable que estos reflejen correctamente la situación de escasez real. Implican un alto riesgo de adquisición de capacidad insuficiente o excesiva -especialmente porque dichos sistemas tienden a reaccionar con lentitud a los cambios de las circunstancias del mercado. La presunción general es, por tanto, que no es probable que los mecanismos basados en el precio constituyan una medida adecuada, con independencia de los problemas específicos detectados."

   Por otra parte, la Comisión europea señala que la seguridad del suministro requiere reformas estructurales de las deficiencias observadas en los diferentes Estados y sus regulaciones, procurando no potenciar los mecanismos de capacidad en la generación por cuanto introducen barreras a la interconexión y a la competencia. Así, el documento de 12 de diciembre de 2016, que la Comisión se remite a las Delegaciones de los Estados Miembros el documento -COM (2016) 861 final- indica en su exposición de motivos, bajo la rúbrica "Seguridad del suministro de electricidad" (páginas 7 y 8), lo siguiente:

   "[...] La seguridad del suministro eléctrico es indispensable en las sociedades modernas, que dependen en gran medida de la electricidad y de los sistemas que utilizan internet. Se hace necesario evaluar si el sistema eléctrico europeo cuenta con suficiente capacidad de generación y flexibilidad para garantizar un suministro eléctrico fiable en todo momento (adecuación de recursos). Garantizar la seguridad del suministro no es solo una obligación nacional, sino un pilar fundamental de la política energética europea. Esto se debe a que la seguridad del suministro puede organizarse, en una red bien interconectada y sincronizada, dotada de unos mercados eficaces, de forma mucho más eficaz y competitiva que a nivel nacional. La estabilidad de la red en los diferentes Estados miembros depende en gran medida de los flujos eléctricos de los países vecinos, por lo qué los eventuales problemas de seguridad de suministro suelen tener un impacto a nivel regional. La consecuencia es que las respuestas más eficaces a problemas de déficit de generación a escala nacional suelen ser soluciones a nivel regional que permiten que los Estados miembros recurran a superávits de generación (Véase el artículo 194, apartado 1, letra b), del TFUE.

   Hay que introducir, por lo tanto, evaluaciones de adecuación con arreglo a una metodología acordada conjuntamente, con el fin de obtener una imagen real de las posibles necesidades de generación, teniendo en cuenta la integración de los mercados de la electricidad y los posibles flujos procedentes de otros países. Si la evaluación coordinada de la adecuación pone de manifiesto que en determinados países o regiones se precisan mecanismos de capacidad, será preciso diseñarlos de forma que causen el menor trastorno posible en el mercado interior, Es necesario determinar unos criterios claros y transparentes que minimicen la distorsión en el comercio transfronterizo, impulsen el uso de la respuesta de la demanda y reduzcan cualquier efecto que perjudique a la descarbonización, evitando mecanismos aislados nacionales en materia de capacidad que crearían nuevas barreras en el mercado y socavarían la competencia.

   [...]

   Se descartó, por desproporcionada, la opción en la que, sobre la base de evaluaciones de adecuación de la generación a escala regional o de la UE, regiones enteras o incluso todos los Estados miembros estarían obligados a implantar mecanismos de capacidad."

   En el caso que estamos examinando, tanto de la demanda como del informe pericial se desprende con claridad que la supresión del servicio de disponibilidad es contraria a los intereses de la entidad aquí demandante. Sin embargo, en modo alguno podemos considerar debidamente acreditado que la supresión del servicio de disponibilidad venga a poner en riesgo la seguridad del suministro eléctrico. Por otra parte, tampoco cabe extraer la conclusión de que por el hecho de que la normativa vigente mantenga el servicio de interrumpibilidad ha de mantenerse también, necesariamente, el servicio de disponibilidad, Es sabido que ambos mecanismos, aunque persiguen un mismo objetivo que consiste en asegurar la suficiencia del suministro eléctrico, operan de manera diferente, uno sobre la demanda (interrumpibilidad) y el otro sobre la oferta (disponibilidad), pudiendo la regulación dar mayor protagonismo a una u otra figura, o incluso suprimir una de ellas, pues, como antes hemos señalado, la existencia de estas modalidades de pago por capacidad se contempla en la ley como una posibilidad, otorgándose a la Administración un amplio margen para decidir su implantación y para modular los requisitos y modalidades.

5. Sobre la vulneración del principio de igualdad y la pretendida discriminación.

   Tampoco se aprecia que la medida adoptada pueda considerarse discriminatoria al suprimir el servicio de disponibilidad y mantener el servicio de interrumpibilidad, que según afirma la recurrente, implica una desigualdad contraria al artículo 14 CE.

   El mantenimiento o supresión de un mecanismo por capacidad, al ser un elemento potestativo y excepcional del sistema, debe servir para proporcionar una solución adecuada, aunque temporal, al problema detectado. En este caso, tal y como afirma el perito y la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, el problema existente se centra en que la demanda de energía eléctrica es inelástica.

   Pues bien, en el ya citado informe de la Comisión de noviembre de 2016 se detectó que algunos de los mecanismos de capacidad actualmente existentes no dan solución a los problemas de competencia proponiendo su modificación o supresión para conseguir gradualmente que todos los mecanismos de capacidad se encuentren en consonancia con las normas en materia de ayudas estatales, teniendo en cuenta las conclusiones de la investigación sectorial. De modo que se proponía elegir el tipo de mecanismo de capacidad que se ajusta al problema detectado.

   A tal efecto, mientras que los "pagos por capacidad", no constituyen un mecanismo adecuado para poner solución a una demanda inflexible, sin embargo, respecto al mantenimiento del pago por interrumpibilidad, afirma "Cuando un Estado miembro expresa su preocupación por el insuficiente desarrollo de una demanda flexible, una solución apropiada podría ser un sistema de interrumpibilidad, aunque se debe prestar atención para evitar que el sistema se acabe convirtiendo en una subvención para las industrias con uso intensivo de energía". Concluyéndose que "para desarrollar una demanda flexible, un sistema de interrumpibilidad puede ser una solución adecuada" mientras que "Los pagos por capacidad administrativa no parecen ser apropiados porque la falta de proceso competitivo implica un elevado riesgo de que no se logre el objetivo, o de una compensación excesiva y que "Los mecanismos de capacidad de mercado global deben estar abiertos a la participación transfronteriza explícita para garantizar incentivos para la continuidad de las in-versiones en interconexión y reducir los costes a largo plazo de la seguridad del suministro de la UE"".

   En definitiva, en dicho informe y por lo que ahora nos ocupa, se razona que, para desarrollar una demanda flexible, un sistema de interrumpibilidad puede ser una solución adecuada, no constituyendo, sin embargo, una solución adecuada el pago por disponibilidad.

   Por otra parte, tampoco cabe extraer la conclusión de discriminación a partir del hecho de que la normativa vigente mantenga el servicio de interrumpibilidad y concluir que igualmente ha de mantenerse también el servicio de disponibilidad, Es sabido que ambos mecanismos, aunque persiguen un mismo objetivo que consiste en asegurar la suficiencia del suministro eléctrico, tienen una diferente configuración y regulación que excluye que pueda considerarse un termino valido de comparación a los efectos del juicio de igualdad. Ambos operan de manera diferente, uno sobre la demanda (interrumpibilidad) y el otro sobre la oferta (disponibilidad), pudiendo la regulación dar mayor protagonismo a una u otra figura, o incluso suprimir una de ellas, pues, como antes hemos señalado, la existencia de estas modalidades de pago por capacidad se contempla en la ley como una posibilidad, otorgándose a la Administración un amplio margen para decidir su implantación y para modular los requisitos y modalidades.

Sobre la Disposición Adicional Segunda.

Como indicamos en el fundamento de derecho primero, la mercantil ENDESA impugna en segundo lugar la disposición adicional segunda de la Orden impugnada por diferentes razones, como son, no incluir dentro de los PVPC los costes que para los COR entrañan, (i) la financiación del bono social y de la cuantía que deban aportar para cofinanciar con las Administraciones Públicas competentes el coste del suministro de los consumidores a que hacen referencia los párrafos j) y k) del artículo 52.4 de la LSE, (ii) la gestión del bono social y de las medidas normativamente establecidas para proteger a los mencionados consumidores y (iii) la ejecución de la Resolución sobre marcas dictada por la CNMC con fecha 6 de septiembre de 2018.

La disposición adicional segunda tiene el siguiente tenor literal:

"Disposición adicional segunda. Costes de Comercialización a incluir en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica.

A partir del 1 de enero de 2019, y hasta que se apruebe la orden por la que se fijen determinados valores de los costes de comercialización de las comercializadoras de referencia a incluir en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica en el periodo 2019-2021, en aplicación de la metodología de cálculo de los costes de la actividad de comercialización de referencia recogida en el título VII del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, los comercializadores de referencia seguirán Incluyendo en los precios voluntarios para el pequeño consumidor los valores del término fijo (CCF) de los costes de comercialización y del componente de retribución unitaria (Runitaria) del término variable horario (CCVh) aprobados para los años 2016, 2017 y 2018 en el anexo II de la Orden ETU/1948/2016, de 22 de diciembre, por la que se fijan determinados valores de los costes de comercialización de las comercializadoras de referencia a incluir en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica en el periodo 2014-2018."

En síntesis, la argumentación de la demandante es que la obligación de financiación del bono social se imputa directamente sobre la actividad de comercialización de energía eléctrica y en definitiva sobre las sociedades que desarrollan dicha actividad, las COR, incrementándose con ello sus costes de comercialización.

Además, de la obligación de financiar el coste del bono, determinados artículos del RD 897/2017 imponen sobre las COR una serie de tareas y funciones que incrementan de forma notable sus costes de comercialización en materia de comprobación de los requisitos del bono social, y del derecho a ser perceptor y su cuantía y las comunicaciones necesarias en el supuesto de corte del suministro por impago, en suma se imponen a las COR una serie de tareas y funciones administrativas y de gestión que incrementan los costes de comercialización.

Se indica que no se ordena incorporar en el PVPC la carga financiera que para las COR suponen: (i) la obligación de financiación del bono social, (ii) el desempeño de las nuevas labores y gestiones administrativas, y (iii) el cumplimiento de la resolución sobre marcas dictado por la CNMC, por vulneración de los arts. 17 LSE, 26 del RD 216/2014 y el Convenio del MIBEL incurriendo en ilegalidad por omisión.

Pues bien, es de destacar una vez más, que la Orden impugnada se limita a prorrogar con carácter provisional y temporal los valores fijados por la Orden ETU 1948/2016 en aplicación del Real Decreto 469/2016, de 18 de noviembre, sin modificar o introducir nuevas disposiciones. Y esta Sala ha dictado diversas Sentencias en relación a la impugnación del reseñado Real Decreto y de la Orden, cuyos razonamientos vienen a resolver las cuestiones que ahora se tratan nuevamente de suscitar. Y así, en la sentencia de 29 de abril de 2019, dictada en el recurso 391/2017, planteado por Gas Natural Sur SDG SA, contra la Orden ETU/1948/2016, de 22 de diciembre, por la que se fijan determinados valores de los costes de comercialización de las comercializadoras de referencia (COR) a incluir en el cálculo del precio voluntario para el pequeños consumidor de energía eléctrica (PVPC) en el Período 2014-2018, se recogen los razonamientos de la sentencia de 28 de diciembre de 2018 dictada en el recurso 19/2017, que hace unas consideraciones generales sobre el RD 469/2016, el principio de suficiencia, la omisión de determinados costes de financiación del bono social y la Directiva Europea 2009/72/CE.

Dijimos entonces:

«QUINTO.- Sobre la alegación relativa a la omisión de determinados costes.

Objeta la mercantil actora que no se han tenido en cuenta todos los costes, como requiere el artículo 17 de la Ley del Sector Eléctrico. En particular, se refiere a los costes de financiación del bono social, a los costes de regularización requerida por la disposición transitoria segunda y a los costes de atención presencial a clientes.

a. Costes de financiación del bono social.

Por lo demás, en cuanto a los costes de financiación del bono social (fundamento tercero de la demanda) en nuestra sentencia de 14 de marzo de 2018 (recurso 1/20/2017) y en relación con el propio Real Decreto 469/2016 ya habíamos dicho lo siguiente:

"SEXTO.- Tampoco puede ser acogido el alegato de la demandante relativo a la falta de reconocimiento de las aportaciones para la financiación del bono social.

Ante todo debe recordarse que por sentencias de esta Sala de 24 de octubre de 2016 (recursos contencioso-administrativos 960/2014 y 061/2014) se declaró inaplicable el régimen de financiación del bono social establecido en el artículo 45.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, por resultar incompatible con la Directiva 2009/72/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, y se declararon asimismo inaplicables y nulos los artículos 2 y 3 del Real Decreto 968/2014, de 21 de noviembre, que desarrollaban lo dispuesto en el citado artículo 45.4 de la Ley 24/2013.

En sustitución de aquella normativa que esta Sala declaró inaplicable se dictó el Real Decreto-ley 7/2016, de 23 de diciembre, que da nueva redacción a diferentes apartados del artículo 45 de la Ley del Sector Eléctrico. Y sin entrar aquí en los pormenores de esta última regulación, nos limitaremos a señalar que en la redacción dada al artículo 45.4 de la Ley del Sector Eléctrico por el Real Decreto-ley 7/2016 se establece que « El bono social será asumido por las matrices de los grupos de sociedades que desarrollen la actividad de comercialización de energía eléctrica, o por las propias sociedades que así lo hagan si no forman parte de ningún grupo societario».

Ahora bien, sucede que el real decreto 469/2016, de 18 de noviembre, que aquí es objeto de impugnación, fue dictado cuando la anterior regulación de la financiación del coste del bono social ya había sido declarada inaplicable, por sentencias de esta Sala de 24 de octubre de 2016, pero no se había dictado aún la nueva ordenación por el citado Real Decreto-ley 7/2016, de 23 de diciembre; ni se había producido en aquel momento, claro es, el desarrollo reglamentario previsto en el nuevo artículo 45.4 de la Ley del Sector Eléctrico y en la disposición transitoria única del Real Decreto-ley 7/2016 sobre diferentes aspectos de la financiación del bono social .

Así las cosas, y dado que el real decreto 469/2016 fue dictado precisamente en ese lapso temporal de vacío normativo al que acabamos de referirnos, no cabe reprochar al real decreto impugnado que, al regular los costes de comercialización, no hiciese referencia expresa a la financiación del bono social, materia que en aquel momento carecía de regulación. Por tanto, el motivo de impugnación debe ser desestimado.

Por lo demás, ni siquiera cabe afirmar que la regulación establecida en el real decreto 469/2016 impida o excluya que se tome en consideración del coste derivado de la financiación del bono social. Sucede que el artículo 22 del citado real decreto, relativo a la " estructura de los costes de explotación a incluir en los costes de comercialización", enumera en su apartado b) los costes de explotación variables por energía activa consumida. Pues bien, si los puntos 1º y 2º de ese artículo 22.b/ se refieren de manera específica a los costes variables asociados a la Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOVP) y a los costes de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética regulado en el capítulo IV del Título III de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, el punto 3º se refiere a una tercera categoría innominada -que es la que ahora interesa destacar- que engloba « (...) 3.º en su caso, otros costes de naturaleza variable debidos a medidas regulatorias de la actividad de comercialización de energía eléctrica establecidas en la normativa estatal que sea de aplicación en todo el territorio español, y que expresamente se reconozcan por orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos». Y en esta categoría innominada puede encontrar cabida el coste de financiación del bono social cuando la regulación específica de esta prestación patrimonial de carácter público haga recaer la obligación, en todo o en parte, sobre las empresas comercializadoras." (fundamento de derecho sexto)

Asimismo, cabe recordar lo que dijimos en la reseñada Sentencia de 29 de Abril de 2019, en relación a la normativa europea:

"SEXTO.- Sobre el principio de proporcionalidad del artículo 3 de la Directiva 2009/72/CE.

"En el último fundamento de la demanda la mercantil recurrente sostiene que se ha infringido el artículo 3.3 de la Directiva 2009/72/CE, que establece el deber de los Estados miembros de respetar los principios de transparencia, no discriminación, necesidad y proporcionalidad a la hora de imponer obligaciones de servicio público. Entiende que los comercializadores de referencia están obligados a suministrar energía eléctrica en las condiciones reguladas, obligación de servicio público por la que han de recibir una remuneración suficiente. Al no cumplir la metodología aprobada con el principio de suficiencia, ya que su aplicación conduce, en opinión de la actora, a una retribución insuficiente y no equitativa, se habría infringido el principio de proporcionalidad.

Los razonamientos expuestos en los anteriores fundamentos de derecho de esta sentencia conducen a la conclusión de que no se acredita la vulneración del principio de suficiencia, sino que las críticas formuladas por la recurrente no hacen sino manifestar su preferencia por una metodología distinta. En consecuencia y por las mismas razones hemos de concluir que no puede afirmarse la violación del principio de proporcionalidad desde la perspectiva del derecho comunitario por retribuirse la actividad de comercialización de las COR de manera supuestamente insuficiente y no equitativa".

Con arreglo al conjunto de razonamientos expuestos en las indicadas sentencias y reiterada en otros pronunciamientos de esta Sala, procede desestimar la alegación planteada por Endesa en relación a la financiación del bono social en términos semejantes a los que ya examinamos.

El desempeño y coste de las gestiones en relación con el bono social no puede tener favorable acogida, a la vista de lo antes razonado, sobre el carácter meramente temporal y provisional de los valores que se prorrogan y atendido el conjunto de argumentos expuestos por la Abogacía del Estado sobre la forma de gestión del bono social que no han resultado desvirtuados por los argumentos expuestos ni a través del informe pericial aportado a autos. El aumento del número de beneficiarios y otras consideraciones, como la renovación bianual del bono y la necesidad de llevar a cabo cambios informáticos, no son relevantes a los efectos de justificar su reconocimiento en la Orden que prorroga de forma provisional los valores precedentes como pretende la actora.

Sobre la necesidad de incorporar los costes asociados a las obligaciones.

Igualmente aduce la necesidad de incorporar los costes asociados a las obligaciones que se desprenden de la "resolución sobre marcas dictada por la CNMC con fecha 6 de septiembre de 2018", por el consiguiente incremento de los costes soportados por las comercializadoras.

La resolución de marcas de la CNMC de fecha de 6 de septiembre de 2018 se dicta con arreglo a lo dispuesto en el artículo 12 .3 de la ley 24/2013, de 28 de diciembre e impone determinadas obligaciones a las comercializadora integrada en el grupo empresarial de "ENDESA ENERGIA XXI, SLU" que se refieren a la necesidad de indicar la actividad comercializadora en su denominación social por cuanto "crea confusión al asociar, relacionar o identificar la marca de ambas sociedades pertenecientes al mismo grupo empresarial". Asimismo, en cuanto a la imagen de la marca, declara que los logotipos de ambas, distribuidora y comercializadora, muestran elementos comunes que crean confusión, en su imagen de marca, con el cliente final, al igual que sucede con la información con el consumidor. Considera por ende la recurrente que el cumplimiento de las medidas derivadas de dicha resolución de la CNMC sobre sus marcas, entrañan la asunción por la comercializadora de una serie de costes que -en su opinión- han de incluirse en el PVPC.

Pues bien, no cabe atender tal reclamación de ENDESA si se tiene en cuenta que la resolución de la CNMC se dicta en virtud del incumplimiento de la normativa vigente y se trata en definitiva de dar cumplimiento a una obligación legal que le incumbe y consiste en un coste no comprendido en cuanto trae causa de una decisión motivada por la inobservancia por parte de ENDESA de las obligaciones que le corresponden, que dió lugar a que la CNMC impusiera una serie de condiciones con la finalidad de que no se generara confusión entre los clientes. Por ende, no cabe reconocer que la actividad que debe desarrollar la actora al fin de dar cumplimiento a lo acordado por la CNMC y a la legalidad vigente deba incluirse en el PVPC.

Finalmente, alega la actora la distorsión de las condiciones de la competencia en el mercado de comercialización de electricidad incrementando las barreras ya existentes, derivadas de la existencia de un precio regulado que no refleja los costes de comercialización, con vulneración por la DA 2ª de las Directivas Europeas 2009/72/CE y la Directiva UE 2019/44. La premisa de la que parte la actora es que la no inclusión de los costes reseñados por las COR que no se encuentran reflejadas en las PVPC vulnera las disposiciones europeas relativas a la libertad de establecimiento y la libre prestación de servicios.

Ya hemos expuesto en los anteriores razonamientos, que el tenor de la disposición adicional no deja lugar a duda de que se trata de una determinación meramente provisional que habrá de ser liquidada con los precios definitivos una vez que se establezcan éstos. En efecto, la disposición adicional no fija precios para el nuevo período 2019-2021 sino que ordena que "hasta que se apruebe la orden por la que se fijen determinados valores de las costes de comercialización de las comercializadoras de referencia" que están comprendidos en el cálculo del precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica, dichos comercializadores de referencia "seguirán incluyendo" los valores que se indican aprobados para los años 2016 a 2018 en el anexo II de la Orden ETU/1948/2016. La conclusión ineludible es que cuando se fijen tales valores para el período 2019-2021 habrá que proceder a la liquidación definitiva de los precios aplicados hasta ese momento. ( STS 975/2020).

Conclusión y costas.

Por todo lo expuesto en los apartados anteriores el presente recurso contencioso-administrativo debe ser desestimado, procediendo por ello la imposición de las costas de este proceso a la parte recurrente, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 139.1 de la Ley reguladora de esta Jurisdicción, Ahora bien, dado que las representaciones procesales de las codemandadas Viesgo Infraestructuras Energéticas SL, EDP España S.A.U., Iberdrola España SAU, y la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), no presentaron escritos de contestación a la demanda ni de conclusiones, la condena en costas no debe operar en favor de dichas partes codemandadas.

Por lo demás, dada la índole del asunto y la actividad procesal desplegada por la Administración demandada, procede limitar la cuantía de la condena en costas a la cifra de cuatro mil euros (4.000 €) por todos los conceptos legales, más el IVA que corresponda a la cantidad reclamada.