STS 1180/2021, 29 de Septiembre de 2021

La representación procesal de las entidades Moyresa Girasol, S.L.U. y Bunge Ibérica, S.A.U. interpuso con fecha 12 de agosto de 2020 recurso contencioso-administrativo contra la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al periodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2020.

Admitido el recurso y previos los oportunos trámites la parte actora formalizó su demanda mediante escrito con fecha 5 de noviembre de 2020 en el que, tras exponer los antecedentes del caso, formula diversos argumentos de impugnación que responden a los siguientes enunciados:

1/ Inadecuada estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 para todo el periodo regulatorio: el precio futuro se puede y se debe estimar.

2/ Indebida estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 por inadecuada estimación de la asignación gratuita de derechos a las instalaciones de cogeneración.

3/ La Orden TED/171/2020 parte de unos precios de combustible (gas natural) obtenidos de forma distinta a lo previsto en la orden IET/1345/2015: nulidad por infracción del principio de inderogabilidad singular del reglamento. Afectación a la seguridad jurídica y predictibilidad de este coste tan relevante.

4/ El ajuste de la retribución a la inversión en función del precio de mercado de 2019 resulta contrario a una interpretación acorde con el Real Decreto-ley 17/2019 e impedirá a la Instalación Tipo (IT) cubrir los gastos de inversión y obtener la rentabilidad razonable preconizada.

5/ El error en la determinación del valor del ajuste por desviaciones del precio de mercado por falta de consideración del Impuesto sobre el Valor de Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y su impacto en la Rinv de la IT.

6/ La estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 2020-2022 resulta contraria al artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014.

7/ La Orden TED/171/2020 distingue por primera vez dos clases de instalación tipo en función de si la industria asociada pertenece o no a un sector o subsector en riesgo de fuga de carbono: nulidad por infracción de los artículos 14.7 de la Ley del Sector Eléctrico y 13.3, 17.1 y 24 del Real Decreto 413/2014.

Termina el escrito solicitando que se dicte sentencia estimando la demanda con expresa condena en costas a la parte demandada y con los siguientes pronunciamientos:

"

1. Declare la nulidad o anule la estimación del coste de adquisición de los derechos de emisión de CO2 y la estimación del coste del combustible de la Orden TED/171/2020 por ser contrarios a Derecho, y, en coherencia, la retribución a la operación de las instalaciones tipo en las que se clasifican las instalaciones de cogeneración de mis mandantes, ordenando a la Administración demandada a estar y pasar por tal declaración y a aprobar otras estimaciones del coste del CO2 y del combustible y otra retribución a la operación que se ajusten a Derecho.

2. Declare la nulidad o anule el cálculo del precio de mercado de 2019 y el ajuste por desviación del precio de mercado por las causas señaladas en los fundamentos de derecho cuarto, quinto y sexto de esta demanda por ser contrarios a Derecho y, asimismo, la retribución a la inversión de las instalaciones tipo en las que se clasifican las instalaciones de mis mandantes y condene a la Administración demandada a calcular un precio de mercado para 2019 y a efectuar un ajuste por desviación del precio de mercado que sean acordes a Derecho, fijando, en consonancia, una nueva retribución a la inversión de las referidas instalaciones tipo.

3. Declare nula o anule la estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 2020-2022 recogida en el Anexo V de la Orden TED/171/2020 por las causas señaladas en el Fundamento de Derecho Sexto de esta demanda por ser contraria a Derecho y, asimismo, la retribución a la operación de las instalaciones tipo en las que se clasifican las instalaciones de mis mandantes y condene a la Administración demandada a realizar una nueva estimación que sea acorde a Derecho, fijando, en consonancia, una nueva retribución a la operación de las referidas instalaciones tipo.

4. Declare nula la distinción que efectúa la Orden TED/171/2020 entre instalaciones tipo aplicables a instalaciones que pertenecen a sectores o subsectores en riesgo de fuga de carbono e instalaciones que pertenecen a sectores o subsectores que no están en riesgo de fuga de carbono y, en particular, del artículo 5 de la Orden TED/171/2020 y que condene a la Administración a estar y pasar por dicha declaración, clasificando las instalaciones de mis mandantes en los códigos IT de instalaciones que no están en riesgo de fuga de carbono."

La Administración del Estado contestó a la demanda mediante escrito presentado el 15 de diciembre de 2020 en el que se opone a los argumentos de impugnación aducidos en la demanda y termina solicitando que se desestime el recurso con imposición de costas a la recurrente.

Por auto de 21 de enero de 2021 se acordó el recibimiento a prueba, siendo admitidas y practicadas, con el resultado que obra en las actuaciones las pruebas documentales propuestas por la parte actora consistentes en tener por reproducida la documentación obrante en el expediente administrativo y la aportada con los escritos de interposición del recurso y de demanda.

También fue admitida en el mismo auto la prueba pericial consistente en el informe de PricewaterhouseCoopers Asesores de Negocios, S.L. ( pwc), aportado con la demanda, que fue ratificado mediante comparecencia de los peritos D. Modesto y D. Julián celebrada en la Secretaría de esta Sala con fecha 22 de febrero de 2021.

El informe pericial quedó completado con el documento de "aclaraciones" que emitieron los peritos con fecha 5 de marzo de 2021 y que obra unido a las actuaciones.

Se emplazó a las partes para que formulasen los conclusiones, lo que llevaron a efecto la parte actora y la Administración demandada mediante escritos presentados con fechas 30 de marzo y 13 de abril de 2021, respectivamente.

Encontrándose las actuaciones pendientes de señalamiento para votación y fallo la representación de las recurrentes presentó escrito con fecha 13 de mayo de 2021 en el que manifiesta que la Administración demandada ha introducido en su escrito de conclusiones una cuestión absolutamente novedosa consistente en señalar que las cogeneraciones, en lo relativo a la actividad de producción de electricidad, están sujetas al coste de los derechos de emisión de CO2 pero, a su vez, ingresan por la venta del calor útil y a través de este ingreso cubren íntegramente el coste del CO2, de manera que el efecto es siempre neutro. La parte recurrente aduce que se trata de una cuestión nueva, que no había sido suscitada en el escrito de demanda ni en el de contestación, lo que denuncia por constituir el hecho, a su entender, un quebrantamiento de las normas procesales; y para el caso de que esta Sala entienda que procede abordar dicha cuestión, pide que se le conceda el plazo necesario para someterla a contradicción.

Mediante providencia de 10 de junio de 2021 se fijó para votación y fallo el día 28 de septiembre de 2021, fecha en la que tuvo lugar la deliberación y votación del asunto.

Asume la ponencia del presente recurso el Excmo. Sr. D. Eduardo Espín Templado, en sustitución del anteriormente designado, el Excmo. Sr. D. Eduardo Calvo Rojas, quien formula voto particular por discrepar del criterio de la mayoría.

El presente recurso contencioso-administrativo nº 234/2020 lo interpone la representación de las entidades Moyresa Girasol, S.L.U. y Bunge Ibérica, S.A.U. contra la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al periodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2020.

Como hemos visto en el antecedente primero, la parte actora postula que la sentencia que resuelva el presente recurso acoja las siguientes pretensiones:

1. Declare la nulidad o anule la estimación del coste de adquisición de los derechos de emisión de CO2 y la estimación del coste del combustible de la Orden TED/171/2020 por ser contrarios a Derecho, y, en coherencia, la retribución a la operación de las instalaciones tipo en las que se clasifican las instalaciones de cogeneración de mis mandantes, ordenando a la Administración demandada a estar y pasar por tal declaración y a aprobar otras estimaciones del coste del CO2 y del combustible y otra retribución a la operación que se ajusten a Derecho.

2. Declare la nulidad o anule el cálculo del precio de mercado de 2019 y el ajuste por desviación del precio de mercado por las causas señaladas en los fundamentos de derecho cuarto, quinto y sexto de esta demanda por ser contrarios a Derecho y, asimismo, la retribución a la inversión de las instalaciones tipo en las que se clasifican las instalaciones de mis mandantes y condene a la Administración demandada a calcular un precio de mercado para 2019 y a efectuar un ajuste por desviación del precio de mercado que sean acordes a Derecho, fijando, en consonancia, una nueva retribución a la inversión de las referidas instalaciones tipo.

3. Declare nula o anule la estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 20202022 recogida en el Anexo V de la Orden TED/171/2020 por las causas señaladas en el Fundamento de Derecho Sexto de esta demanda por ser contraria a Derecho y, asimismo, la retribución a la operación de las instalaciones tipo en las que se clasifican las instalaciones de mis mandantes y condene a la Administración demandada a realizar una nueva estimación que sea acorde a Derecho, fijando, en consonancia, una nueva retribución a la operación de las referidas instalaciones tipo.

4. Declare nula la distinción que efectúa la Orden TED/171/2020 entre instalaciones tipo aplicables a instalaciones que pertenecen a sectores o subsectores en riesgo de fuga de carbono e instalaciones que pertenecen a sectores o subsectores que no están en riesgo de fuga de carbono y, en particular, del artículo 5 de la Orden TED/171/2020 y que condene a la Administración a estar y pasar por dicha declaración, clasificando las instalaciones de mis mandantes en los códigos IT de instalaciones que no están en riesgo de fuga de carbono.

Marco normativo que resulta de aplicación.

El Preámbulo de la Orden TED/171/2020 que es aquí objeto de impugnación expone, en lo que ahora interesa, lo siguiente:

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, estableció un nuevo marco retributivo de la actividad de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Este nuevo marco se ha plasmó, en primer lugar, en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos y, posteriormente, mediante la aprobación de la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Luego, diversas disposiciones han venido aprobando otras instalaciones tipo y sus parámetros retributivos (órdenes IET/1459/2014, de 1 de agosto; IET/1344/2015, de 2 de julio; IET/2212/2015, de 23 de octubre; e IET/2735/2015, de 17 de diciembre).

El artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece que los parámetros de retribución del régimen retributivo específico de las actividades de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos se fijarán por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años. En relación con el primer periodo regulatorio, la disposición adicional décima de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece su inicio en la fecha de entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico y su finalización el 31 de diciembre de 2019, sucediéndose los siguientes periodos regulatorios de forma consecutiva a partir del 1 de enero de 2020.

De acuerdo con lo anterior, el artículo 15 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, prevé que cada periodo regulatorio se dividirá en dos semiperiodos regulatorios de tres años; y la disposición adicional primera establece que el primer periodo regulatorio será el comprendido entre la fecha de entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y el 31 de diciembre de 2019, y el primer semiperiodo regulatorio será el comprendido entre la fecha de entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, y el 31 de diciembre de 2016.

El artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y el artículo 20 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, establecen que al finalizar cada periodo regulatorio, que tendrá una duración de seis años, se podrán revisar los parámetros retributivos de las instalaciones tipo, excepto la vida útil regulatoria y el valor estándar de la inversión inicial, mientras que al finalizar cada semiperiodo regulatorio, que tendrá una duración de tres años, se revisarán para el resto del periodo regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de la energía, mediante orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (actualmente Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico), previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos.

Adicionalmente, el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece que entre los parámetros retributivos que se podrán modificar se encuentra el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable en lo que reste de vida regulatoria de las instalaciones tipo que se fijará por norma con rango de ley. Por otra parte, el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, recoge en el artículo 19 el procedimiento para la revisión del valor sobre el que girará la rentabilidad razonable de las instalaciones, en caso de que dicha revisión decidiera llevarse a cabo.

Pues bien, finalizado el primer periodo regulatorio, y teniendo en consideración lo que establece la disposición adicional única del citado Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre, procede la aprobación de esta orden con anterioridad al 29 de febrero de 2020, siendo de aplicación los parámetros retributivos resultantes de dicha revisión desde el inicio del periodo regulatorio, el 1 de enero de 2020.

Mediante esta orden se establecen los parámetros retributivos para el segundo periodo regulatorio, comprendido entre el 1 de enero del 2020 y el 31 de diciembre de 2025, sin perjuicio de las revisiones previstas en cada semiperiodo regulatorio y de las revisiones de retribución a la operación que, semestralmente, se realizarán sobre la retribución de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible.

A la vista de la existencia de futuras revisiones, en esta orden se establece la retribución a la inversión y, en su caso, la retribución a la operación, para el semiperiodo regulatorio 2020-2022. Para las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependen esencialmente del precio del combustible el valor de la retribución a la operación se establece para el primer semestre de 2020.

La revisión que se recoge en la orden impugnada hace referencia a todas las instalaciones tipo aprobadas hasta ahora, con independencia de la orden a través de la cual se hayan aprobado, con la finalidad de tener en una única disposición los parámetros retributivos de todas ellas.

Finalmente, en la Orden a la que se refiere la presente controversia se aprueba el precio de mercado estimado para cada año del semiperiodo regulatorio comprendido entre el 1 de enero de 2020 y el 31 de diciembre de 2022.

Sobre el motivo de impugnación basado en la inadecuada estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 para todo el periodo regulatorio.

En el antecedente primero hemos visto que el primero de esos motivos consiste en denunciar una inadecuada estimación del coste de los derechos de emisión de CO2 para todo el periodo regulatorio, aduciendo la recurrente que el precio futuro se puede y se debe estimar.

Según la demandante, la Administración ha realizado una inadecuada estimación del coste de los derechos de CO2 para todo el periodo regulatorio al haber soslayado la obligación de hacer una estimación a futuro del coste de adquisición de dichos derechos. Desde ahora dejamos señalado que el motivo no puede ser estimado; y ello en atención a las consideraciones que seguidamente vamos a exponer. Pero antes debemos dar respuesta a lo manifestado y pretendido por la Asociación recurrente, en su escrito de 26 de abril de 2021, en relación con esta cuestión (véase antecedente sexto de esta sentencia).

Como vimos, en ese escrito presentado cuando ya estaba fijada la fecha del señalamiento del presente recurso la parte recurrente afirma que la Administración demandada ha introducido en su escrito de conclusiones una cuestión absolutamente novedosa, lo que supone a su entender un quebrantamiento de las normas procesales; y para el caso de que esta Sala entendiese que procedía abordar dicha cuestión, pide en el escrito que se le conceda el plazo necesario para someterla a contradicción. Pues bien, nuestra respuesta ha de ser negativa. Es indudable que la cuestión relativa a la estimación que hace la Orden TED/171/2020 del coste de los derechos de emisión de CO2 para todo el periodo regulatorio aparece claramente formulada en la demanda, como primer motivo de impugnación; y a ella responde la representación procesal de la Administración en su escrito de contestación. El hecho de que luego, en el trámite de conclusiones, la Abogacía del Estado añada una alegación adicional o un argumento complementario a lo que ya había manifestado al contestar a la demanda en modo alguno supone introducir una cuestión nueva.

Establecido lo anterior, procede que abordemos ya este primer punto de la controversia.

Ante todo debe señalarse que, según expusimos en sentencia de esta Sala de 6 de julio de 2020 (casación 253/2019), la regulación del régimen retributivo específico establecida en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y en los artículos 14 y siguientes del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, no contempla la revisión de los costes de explotación distintos a los precios de los combustibles (gas natural, hidrocarburos líquidos distintos al gas natural) y a los peajes de acceso, de donde se infiere que no son susceptibles de revisión los costes de los derechos de emisión de CO2.

Tal criterio ha sido reiterado luego en sentencias de esta Sala de 8 de julio de 2020 (casación 12/2019), 18 de julio de 2020 (casación 238/2019) y 22 de julio de 2020 (casación 287/2019), en las que señalábamos, en efecto, que el marco regulatorio del régimen retributivo específico no contempla la revisión del coste de los derechos de emisión de CO2 en la actualización semestral de los valores de la retribución a la operación de aquellas instalaciones tipo que utilizan tecnología cuyos costes de explotación depende, esencialmente, del precio del combustible.

Partiendo precisamente de esa doctrina de esta Sala de que el coste de adquisición de los derechos de emisión de CO2 no es un coste sometido a actualización, de acuerdo con las previsiones legales y reglamentarias vigentes, la parte recurrente sostiene que la Administración no podía rehusar hacer una estimación prospectiva del coste de adquisición de dichos derechos de emisión de CO2 que refleje los precios de mercado de futuro, pues, a su juicio, no tiene sentido, desde la perspectiva de principio de sostenibilidad económico-financiera de las instalaciones de cogeneración, no tener en cuenta la tendencia alcista del mercado de derechos de emisión de CO2, que se mantendrá durante el periodo regulatorio de 2020 a 2025.

La recurrente alega la infracción del artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, por haber renunciado la Administración a la obligación de fijar el valor de los derechos de emisión de CO2 atendiendo a los precios de mercado de futuros, pues, a su juicio, resulta incoherente mantener una valoración del coste de adquisición en 24,72 €/tCO2, que va a permanecer invariable durante la totalidad del periodo regulatorio de 2020 a 2025, cuando existen indicios del comportamiento alcista del mercado de derechos de emisión de CO2, según refleja el dictamen pericial aportado a las actuaciones. Pues bien, no compartimos la tesis argumental de la recurrente porque la la metodología alternativa de cálculo que propugna, con base en el citado dictamen pericial, aunque pudiéramos considerarla más ajustada a las previsiones económicas, no tiene cobertura ni en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, ni en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

De la lectura del apartado 7 del artículo 14 de la citada Ley reguladora del Sector Eléctrico no se desprende que para el cálculo de la retribución específica, en lo que respecta a la estimación de los costes de explotación, entre los que se incluyen los costes de adquisición de los derechos de emisión de CO2, deban considerarse de forma inexcusable los costes futuros, aunque la metodología utilizada para su cálculo deberá fundarse en criterios de racionalidad económica comúnmente aceptados, que permitan a las instalaciones de producción de energía eléctrica que tengan derecho a acogerse al régimen retributivo específico una rentabilidad razonable.

Aceptar la tesis de la demandante supondría sustituir la metodología aplicada por el Ministerio para el cálculo del valor de los derechos de emisión para el periodo regulatorio comprendido entre los años 2020 a 2025 por los criterios de valoración que se recogen en el dictamen pericial, lo que supondría, de facto, implantar una metodología cuya aprobación corresponde al legislador o al titular de la potestad reglamentaria, lo que estimamos excede del ámbito de control jurisdiccional que corresponde a los Tribunales de lo Contencioso-Administrativo de conformidad con lo dispuesto en el artículo 70.2 de la Ley 29/1998, de 13 de julio, reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa.

No consideramos que sea inconsistente la metodología utilizada por el Ministerio, que toma como referencia a valores históricos y que se sustenta en el análisis de las transacciones ya registradas que engloban la práctica totalidad de los derechos de emisión existentes y comercializados durante el último año; todo ello habida cuenta de la volatilidad de dicho mercado y el escenario potencial de reducción de la demanda, que repercutirá en el precio en el mercado de derechos de emisión, pues, como señala la Abogacía del Estado, estamos ante una aceleración del proceso de descarbonización de la economía y de atracción de fuertes inversiones del sector de las energías renovables, que determina que las estimaciones de futuro no resulten válidas.

También debe rechazarse el argumento de la ausencia de justificación de los motivos por los cuales la Administración ha descartado hacer una estimación del coste futuro del CO2, por cuanto, aunque esta Sala considera que, de conformidad con los principios inherentes a una buena regulación establecida en el artículo 129 de la Ley 39/2015, entre los que se incluye el principio de transparencia, la Memoria de Análisis del Impacto Normativo debió contener una explicación de la metodología utilizada para determinar el valor del coste de adquisición de los derechos de emisión de CO2, lo cierto es que la Orden TED/171/2020 no altera la metodología aplicada para calcular el valor del coste de los derechos de emisión utilizados en el anterior periodo regulatorio, por lo que el hecho de que en el expediente no se encuentre ningún análisis o estudio del mercado de futuros no tiene carácter invalidante.

Por otra parte, las razones que, según la Administración, justificarían atender a los precios pasados para fijar el valor de coste de los derechos de emisión de CO2 para el periodo regulatorio 2020-2025 eran conocidas por las entidades participantes en el procedimiento de elaboración de la Orden ministerial, como evidencia el hecho de que la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia sugiriese, como recomendación, que se haga una estimación del coste futuro del CO2 para todo el periodo regulatorio.

En último término, cabe señalar que el dictamen pericial aportado a las actuaciones, valorado según las reglas de la sana crítica ( artículo 348 de la Ley de Enjuiciamiento Civil), no resulta convincente para alterar las conclusiones expuestas. El hecho de que los peritos manifiesten que no son conscientes de la existencia de razones o particularidades que aconsejen utilizar los valores pasados del CO2 para la determinación de su coste en los próximos seis años, en cuanto los derechos de emisión no son commodity energética al uso, dado que existe la posibilidad "del regulador de intervenir en el mercado para que el precio se incremente de una forma discrecional al objeto de conseguir los objetivos de descarbonización", no es determinante para entender que la aplicación de una metodología que tiene como referencia los precios históricos de los derechos de emisión de CO2, sin proyectar tales valores a futuro, por la que ha optado el Ministerio sea ilógica, irracional o incoherente o arbitraria.

En fin, el dictamen pericial parte de una hipótesis -la naturaleza alcista del mercado de derechos de emisión de CO2- que no estimamos que resulte suficientemente sólida, pues está condicionada por múltiples factores relacionados con la política industrial y las políticas energéticas de lucha contra la reducción del cambio climático y los gases de efecto invernadero.

No obstante lo expuesto, esta Sala considera que si la evolución del régimen de comercio de derechos de emisión, en el periodo de 2021-2023 correspondiente a la fase IV, supone un incremento exponencial del coste de los derechos de emisión que produzca un desequilibrio significativo en los ingresos y costes de explotación establecidos para cada instalación tipo, que ponga en riesgo la obtención de una rentabilidad razonable a las instalaciones de cogeneración, corresponderá, en su caso, al Gobierno valorar la necesidad de promover las reformas legales o reglamentarias que resulten pertinentes con el objeto de que la metodología aplicable por la Administración para el cálculo de la retribución a la operación y la regulación del régimen retributivo específico responda a los principios de objetividad, transparencia, eficiencia económica y no discriminación, en aras de cumplir los objetivos de lucha contra el cambio climático y reducir los gases de efecto invernadero, en el marco de las políticas energéticas y medioambientales de la Unión Europea.

En este sentido se pronunció la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en su informe de 30 de enero de 2020, que, en relación con la periodicidad en la revisión del precio de los derechos de emisión de CO2, propugnó, entre otras alternativas, la modificación del artículo 20.2 del Real Decreto 413/2014, para que el precio de los derechos de emisión tuviera un tratamiento análogo al de los precios del mercado eléctrico, que posibilitara hacer ajustes cada semiperiodo regulatorio.

Sobre el motivo de impugnación basado en la indebida estimación de los derechos de emisión de CO2 por la inadecuada estimación de la asignación gratuita de derechos a las instalaciones de tratamiento y reducción de purín.

Este motivo debe ser desestimado; y ello por las razones que pasamos a exponer.

En primer término, debe ser rechazado el cuestionamiento de la Orden TED/171/2020 con base en la supuesta falta de justificación del criterio utilizado para determinar el valor de referencia o "benchmark" utilizado para la asignación gratuita de derechos de emisión de CO2. Fácilmente se constata que en la Memoria de Análisis del Impacto Normativo de 4 de febrero de 2020 se expone con suficiente claridad que el valor de referencia aplicado hasta el año 2020 (factor de emisión del gas natural dividido por 0'9) se sustituye por un valor de referencia actualizado de emisiones de CO2 por unidad de producción de calor neto medible, expresado en tCO2/TJh.

La decisión de la Administración responde, sin duda, a un criterio de oportunidad regulatoria, pues se vincula al hecho de que en la fecha de aprobación de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, el valor de referencia unitario, que debía aprobar la Comisión Europea, no se había definido ni publicado, aunque, de acuerdo con lo establecido en el artículo 10 bis de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad, se habría determinado que dicho valor debía estar en el rango 47.35, 60,43 tCO2/TJh, por lo que se decidió que el valor de referencia debía ser calculado para cada instalación tipo en cada uno de los años 2020 a 2025, con la salvedad de que dicho valor no puede estar fuera del intervalo antes indicado.

Por ello, no estimamos que la Orden TED/171/2020 haya vulnerado el principio de transparencia, pues tanto en la citada Memoria de Análisis del Impacto Normativo como en el Informe elaborado por el Instituto paras la Diversificación y Ahorro de la Energía, se contienen datos que permiten conocer cuáles son las razones fácticas y jurídicas que determinaron que no se pudiera aplicar la metodología establecida en el Real Decreto 18/2019, y que, ante las circunstancias sobrevenidas de carácter temporal, se optara de forma excepcional por aplicar una metodología de cálculo del valor de referencia para cada instalación tipo y se estableciera específicamente una reducción del 8 % del valor de referencia, dentro del rango establecido por la Comisión Europea.

Tampoco procede declarar la nulidad de la Orden TED/171/2020 por haberse fijado el valor de referencia para cada instalación, sin fijar los valores de referencia con carácter universal y uniforme para el conjunto de instalaciones de la Unión Europea de los productos reconocidos en el EU ETS, cuya fijación corresponde a la Comisión Europea, puesto que no cabe desconocer la singularidad del escenario regulatorio relativo a la determinación del valor de referencia utilizado para la asignación gratuita de derechos de emisión de CO2, en el que debía fijarse el valor de referencia en un momento en que la Comisión Europea todavía no había adoptado una decisión sobre los valores actualizados de la "benchmark" para calcular la asignación gratuita de los derechos de emisión de CO2 para el periodo 2021-2023 (Fase IV), al encontrarse en fase de análisis de las informaciones reportadas por los Estados miembros respecto de las solicitudes de asignación formuladas por los titulares de las instalaciones.

En este contexto regulatorio, consideramos que el dictamen pericial aportado a las actuaciones, que fue completado con las aclaraciones efectuadas al mismo por los peritos, no resulta concluyente para declarar la nulidad de la previsión sobre el valor de referencia establecido en la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, puesto que cabe entender que la fijación de esta variable, de la que depende la asignación gratuita de los derechos de emisión de CO2 tiene un carácter preliminar y provisional, cuya aplicabilidad está condicionada a la publicación por la Comisión Europea del valor de referencia que se aplicará por igual a todos los sectores y a todos los Estados, que requerirá presumiblemente, si no coincide con el valor de referencia establecido en la citada Orden ministerial, un ajuste de la retribución a la operación que deberá reflejarse en las ulteriores Órdenes ministeriales regulatorias de los parámetros retributivos aprobadas con carácter anual, lo que deberá implicar, en su caso, la modificación de la regulación reglamentaria vigente.

Sobre el motivo de impugnación en el que se alega que la Orden TED/171/2020 parte de unos precios de combustible obtenidos de forma distinta a lo previsto en la orden IET/1345/2015, planteándose por ello la nulidad de la Orden por infracción del principio de inderogabilidad singular del reglamento y alegando asimismo la afectación a la seguridad jurídica y predictibilidad de este coste tan relevante.

Se denuncia en el motivo de impugnación la infracción de los principios de inderogabilidad singular de los reglamentos, de seguridad jurídica y de predictibilidad porque la Orden TED/171/2020 parte de unos precios de combustible (gas natural) obtenidos de forma distinta a lo previsto en la Orden IET/1345/2015. Según la parte recurrente, la estimación del precio de combustible que realiza la Orden impugnada supone la derogación singular de la metodología de la Orden 1345/2015, pues la regulación general se ve contravenida por un acto administrativo de alcance singular, colocando al operador en una situación de incertidumbre.

Señala la parte actora que entre los costes de explotación se encuentra, con carácter principal, el precio del combustible y que, debido a lo relevante de dicho coste para las cogeneraciones de alta eficiencia, el artículo 20 del Real Decreto 413/2014, prevé la revisión anual -al menos- de la retribución de la operación de las instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible; y que la delegación reglamentaria de dicho mandato se concretó en la Orden IET/1345/2015, que establece la metodología de actualización, con periodicidad semestral, de la Ro de las ITs y, por ende, del coste del combustible soportado por las ITs, fijando dicha Orden el modo que ha de considerarse el precio del combustible.

Continúa su alegato de la recurrente indicando que la referida Orden IET/1345/2015 utilizaba como referencia para el coste del gas los precios de los contratos de suministro de gas natural a corto plazo, considerando la semisuma de cotizaciones referidas al mercado norteamericano y al de Europa occidental considerando unos coeficientes determinados para ligar su evolución al de los futuros negociados sobre el barril de "Brent". Y esta metodología es la que se ha venido aplicando desde 2014 para la fijación del precio de gas natural.

Esta metodología para la fijación del gas natural establecida en la Orden IET/1345/2015 es la misma que se había utilizado en la Orden IET/1045/2014, y según el IDEA era la más adecuada para actualizar el precio del gas natural. También se aplicó dicha metodología en la Orden ETU/130/2017; y con posterioridad a la Orden TED/171/2020 ahora impugnada se aprobó la Orden TED/668/2020, de 17 de julio, para el primer trimestre de 2019 y se ha sometido a audiencia la propuesta de Orden para la actualización del Ro del segundo semestre de 2019 y en ambas se ha partido de la metodología prevista en la Orden IET/1345/2015.

Resulta así -continua el razonamiento de la parte actora- que se ha venido aplicando de forma continuada y pacífica la metodología de la Orden IET/1345/2015, que, a pesar de tener rango de Orden ministerial presenta una naturaleza distinta, reglamentaria, pues tiene vocación de permanencia en el tiempo al disciplinar desde el inicio del actual sistema retributivo la forma de cálculo del precio del combustible. Y siendo ello así, la Orden TED/171/2020 recurrida se aparta de la metodología de la Orden IET/1345/2015 -que no deroga ni modifica- y sin motivo ni justificación pone de manifiesto la actuación incoherente de la Administración.

En efecto, añade la recurrente, la Orden TED/171/2020 no justifica la razón por la que prescinde y se aparta de la metodología de la Orden IET/1345/2015, pues la explicación dada en la MAIN es vacua y genérica. Además, el cambio metodológico se aplica únicamente para las plantas de cogeneración, puesto que para otras plantas -como las de biomasa- el precio de combustible para el cálculo del valor Ro de las ITs del primer semestre se calcula conforme a la metodología IET/1345/2015.

El modo de proceder de la Administración en la determinación del precio de combustible supone la omisión de la metodología regulada por una norma reglamentaria en vigor, que no sólo no se ha derogado sino que aplica a otras tecnologías y a la propia tecnología de cogeneración en aquello que le resulta más favorable. La estimación del precio de combustible en el periodo regulatorio 2020-2025 no es más que un acto administrativo de concreción de un valor que no tiene vocación de permanencia ni de repetición en el tiempo, pues se ejecuta y consuma con su propia concreción. Al contrario que la metodología prevista en la Orden IET/1345/2015 para la actualización del Ro en función de la evolución semestral, que tiene la naturaleza reglamentaria, por su vocación de permanencia y general de aplicación, sin que se agote en el tiempo.

Con ello la actuación de la Administración vulnera, además, el principio de seguridad jurídica del artículo 9.3 de la Constitución, de confianza legítima y de predictibilidad y coloca al operador en una situación de incertidumbre. Y concluye la recurrente señalando que el cambio operado por la Orden TED/171/2020 no era necesario, pues la metodología de la Orden IET/1345/2015 se venía aplicando de forma pacífica, ni es acorde con el principio de seguridad jurídica, razones por las que sostiene la nulidad de la Orden recurrida.

Pues bien, dejamos desde ahora señalado que el planteamiento de la recurrente no puede ser acogido.

Como es sabido, la inderogabilidad singular del reglamento se recoge en el artículo 37.1 de la ley 39/2015, de 1 de octubre, señalando que "las resoluciones administrativas de carácter particular no podrán vulnerar lo establecido en una disposición de carácter general, aunque aquéllas procedan de un órgano de igual o superior jerarquía al que dictó la disposición general". Y añade el apartado 2 del mismo artículo que "son nulas las resoluciones administrativas que vulneren lo establecido en una disposición reglamentaria, así como aquellas que incurran en alguna de las causas recogidas en el artículo 47".

Este principio informador de la potestad reglamentaria implica la primacía de la norma reglamentaria frente a las resoluciones administrativas singulares, y el sometimiento de la Administración al ordenamiento jurídico, y, por tanto, a sus propios reglamentos; resultando de ello que una resolución administrativa de carácter particular no puede vulnerar lo establecido en una disposición de carácter general, un reglamento, independientemente del grado jerárquico del órgano del que emana; principio que encuentra su fundamento en otros dos principios constitucionales, el de legalidad y el de igualdad ( artículo 9.3 y 14 de la Constitución).

En la demanda se aduce la vulneración de dicho principio junto al de seguridad jurídica y de predictibilidad, contraponiendo, por un lado, el bloque constituido por el Real Decreto 413/2014, de 6 de Junio, la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio y la Orden IET/1315/2015, que establecen la metodología de cálculo, y, por otra parte, el artículo 17.1 de la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, aquí impugnada, que incluye una diferente forma de cálculo del combustible.

Ahora bien, debe recordarse el distinto objeto y alcance de las órdenes ministeriales en liza. Veamos.

Con base en las previsiones del Real Decreto 413/2014, y en concreto de su artículo 17.1, que regula la retribución a la operación (Ro), se dicta la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos y se establece el régimen retributivo aplicable a los años 2013, 2014 2015 y 2016.

En esa Orden IET/1045/2014 se establece el cálculo de la Ro considerando los costes de explotación menos los ingresos por la participación en el mercado. Para el cálculo de los costes de explotación se consideran los costes de combustible, de los derechos de emisión del CO2 no obtenidos por asignación gratuita y los costes de operación y mantenimiento, sin que se incluyan los valores de retribución a la operación correspondientes a los años 2015 y 2016 de aquellas instalaciones tipo cuyos costes de explotación dependan esencialmente de los precios de combustible, pues tales parámetros se actualizarán con arreglo a lo dispuesto en el apartado 3º del artículo 20 del Real Decreto 413/2014 sobre "revisión y actualización de los parámetros retributivos".

Posteriormente, en cumplimiento del referido artículo 20.3 del Real Decreto 413/2014, se aprueba la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones con régimen retributivo específico, que prevé una actualización semestral de la retribución a la operación que se calcula a partir de la retribución del semestre anterior y en función de la evolución de los precios de los combustibles y peajes de acceso a la red gasista. Esta Orden IET/1345/2014, de 2 de julio, es de aplicación para la actualización de la retribución a la operación que se realiza al menos de forma anual con arreglo a lo dispuesto en el apartado 3º del artículo 20 del Real Decreto 413/2014 -semestralmente según la Orden- teniendo en consideración la variación del precio de combustible.

Por su parte, la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, que ahora examinamos, se aprueba en aplicación de lo dispuesto en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y en el artículo 20.1 Real Decreto 413/2014 y en ella se revisan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo -a excepción de la inversión inicial y la vida útil regulatoria- aplicables al período regulatorio 2020-2025. En esta Orden de 2020 se valora la revisión de los parámetros retributivos para el periodo regulatorio de forma equivalente a como se hizo en la Orden 1045/2014, de 16 de junio, utilizando la metodología establecida en los artículos 16 y 17 de los Anexos VI y XIII del Real Decreto 413/2014. Esta metodología se aplica para el cálculo de la Ro, que se determina restando a los costes de explotación los ingresos por la participación en el mercado. Todo ello sin perjuicio de las revisiones que se realizarán a lo largo del período regulatorio previstas en el artículo 20 del Real Decreto 413/2014, y en particular, a partir de los valores de la Ro aprobados en la Orden TED 171/2020, se realizarán las actualizaciones contempladas en el artículo 20.3 del Real Decreto mencionado con fundamento en la reglamentación vigente en el momento de la actualización.

En suma, la metodología de la Orden IET/1345/2015 realiza una actualización de la Ro con base en el valor de la Ro del precedente semestre. Se realiza un cálculo acumulativo, en el que para el cálculo de la Ro en cada semestre se adiciona una corrección sobre el valor calculado de la Ro en el semestre anterior, dando lugar a una desviación que se va acumulando en el tiempo. Sin embargo, al inicio de cada período regulatorio, en aplicación del artículo 14.4 de la Ley 24/2013 y 20.1 Real Decreto 413/2014, procede la revisión de los parámetros para su adecuarlos a ese momento, eliminando los eventuales errores acumulados en las actualizaciones semestrales.

Y la Orden TED/171/2020 contempla los parámetros retributivos de las instalaciones tipo para el período 1 de enero de 2020 al 31 de diciembre de 2025 con base en lo dispuesto en el artículo 20.1 del Real Decreto 413/2014, en la que se revisan la práctica totalidad de los parámetros retributivos y se aplica la metodología establecida en el propio Real Decreto, sin perjuicio de las revisiones de retribución a la operación que han de realizarse en relación a los precios del combustible con arreglo al artículo 20.3 del Real Decreto 413/2014, revisiones que se realizan de forma semestral de acuerdo con la Orden IET/1345/2015, de 2 de julio, o la que se encuentre en vigor.

De lo expuesto se desprende que nos hallamos ante Órdenes Ministeriales del mismo rango legal, que tienen un distinto objeto y alcance: la Orden IET/1345/2015 establece la metodología para la actualización de la retribución a la operación en función de la evolución semestral de los precios del combustible; y la Orden TED/171/2020 regula la estimación del precio de combustible para el periodo 2020-2025 partiendo de unas hipótesis diferentes de la formula metodológica recogida en la Orden IET/1345/2015, que, no obstante, sigue siendo de aplicación para la actualización semestral de los parámetros retributivos.

Tratándose de Órdenes Ministeriales con un mismo rango normativo y que tienen un distinto objeto y alcance, no concurren los elementos necesarios para apreciar la quiebra del principio de inderogabilidad singular del Reglamento, en los términos antes señalados. Lo mismo sucede con la invocación de los principios de seguridad jurídica y de predictibilidad en relación con la actualización del coste de explotación más relevante en las plantas de cogeneración, pues no cabe entender que se haya generado por la Administración una apariencia fundada de que la metodología incluida en la Orden IET/1345/2015 sería de aplicación también en la actualización de los parámetros de las instalaciones tipo para el período 2020-2025. Y aun cuando ésta pudiera ser una alternativa recomendable para el recurrente, debemos recordar aquí que, como señala la sentencia de 16 de diciembre de 2008 (recurso contencioso-administrativo 61/2007) "las apreciaciones subjetivas del recurrente sobre la oportunidad del criterio establecido por el titular de la potestad reglamentaria, cualquiera que sea la valoración que merezca, no constituye una razón o motivo de nulidad de la disposición, pues, como ya señalamos al examinar la jurisprudencia sobre el alcance del control jurisdiccional de la potestad reglamentaria, se trata de valoraciones que pertenecen al ámbito de la discrecionalidad y consiguiente decisión del contenido y sentido de la norma, que corresponde al titular de la potestad reglamentaria que se ejercita, sin que la impugnación de una disposición general pueda fundarse en los criterios de oportunidad o conveniencia subjetivos de quien la impugna, como señala la sentencia de 5 de diciembre de 2007, consideraciones de oportunidad que, como indica la sentencia de 13 de junio de 2007, no suponen en modo alguno que la regulación sea contraria a derecho".

Sobre el motivo de impugnación en el que se alega que el ajuste de la retribución a la inversión en función del precio de mercado de 2019 resulta contrario a una interpretación acorde con el Real Decreto-ley 17/2019 e impedirá a la Instalación Tipo (IT) cubrir los gastos de inversión y obtener la rentabilidad razonable preconizada en la norma.

Como cuarto motivo de anulación la demandante sostiene que el ajuste de la retribución a la inversión en función del precio de mercado de 2019 resulta contrario a una interpretación acorde con el Real Decreto-ley 17/2019 e impedirá a la Instalación Tipo (IT) cubrir los gastos de inversión y obtener la rentabilidad razonable preconizada en la norma. Tal motivo de impugnación lo sustenta la parte actora, dicho aquí de forma resumida, en los siguientes puntos:

1. La retribución a la inversión (Rinv) se ajusta en función de la evolución real del precio de mercado de los años 2017, 2018 y 2019 en contraposición con las estimaciones del precio de mercado realizadas por las órdenes de parámetros previas. La Orden TED/171/2020 ha determinado el precio medio anual diario e intradiario de 2019 tomando en consideración únicamente lo que prevé el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014, que desarrolla el método de cálculo del precio medio anual para determinar los ajustes por desviación de precios de mercado. Y así lo confirma la MAIN de la Orden TED/171/2020 (vid. pág. 21 del documento número 20 "2020-02-14 MAIN Orden actualización 2020-2025 19_50.docx" del expediente administrativo), de donde resulta que el precio de mercado que se recoge en la Orden TED/171/2020 para el año 2019 para efectuar el ajuste de la Rinv con respecto a los valores que previamente habían sido estimados es de 53,18 €/MWh, esto es, el precio medio anual del mercado diario e intradiario en el periodo comprendido entre el 30 de septiembre de 2018 y el 1 de octubre de 2019, pero sin incluir el precio medio de los tres últimos meses de 2019.

2. Si la actualización de los parámetros retributivos se hubiera efectuado en circunstancias normales y con anterioridad al comienzo del segundo periodo regulatorio (i.e., antes del 1 de enero de 2020), el precio de mercado de 2019 que recoge la Orden TED/171/2020 sería conforme a derecho. En efecto, si la orden de actualización debe elaborarse, tramitarse y aprobarse antes del inicio de un semiperiodo regulatorio, esto es antes del 1 de enero de un año concreto, resultaría imposible recoger -para realizar el ajuste correspondiente- los datos reales del precio de mercado de los últimos meses del año (octubre, noviembre y diciembre, según el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014).

   Ahora bien, la Administración no ha tenido en cuenta que en el caso que aquí nos ocupa no nos encontrábamos ante esa situación de normalidad que se contempla en el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014 sino ante una situación excepcional en la que el Gobierno estaba en funciones en el momento en que debía haber elaborado, tramitado y aprobado la nueva orden de parámetros, lo que llevó al legislador a promulgar el Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre, por el que se adoptan medidas urgentes para la necesaria adaptación de parámetros retributivos que afectan al sistema eléctrico y por el que se da respuesta al proceso de cese de actividad de centrales térmicas de generación y a establecer un nuevo plazo para la aprobación de la orden por la que se revisarían los parámetros retributivos de aplicación al segundo periodo regulatorio.

   En efecto, tal y como señala la exposición de motivos del Real Decreto-ley 17/2019, la disposición adicional única, que amplía el plazo de aprobación de la orden ministerial por la que se revisan de los parámetros del régimen retributivo específico hasta el 29 de febrero de 2020, "[...] se justifica por las circunstancias excepcionales derivadas del prolongado periodo en el que el Gobierno se ha encontrado en funciones, que han impedido completar la tramitación necesaria de la revisión de dichos parámetros con las garantías jurídicas suficientes antes del inicio del nuevo periodo regulatorio, al ser necesario para calcular dichos parámetros retributivos partir de una rentabilidad razonable, que es la que establece el propio real decreto-ley".

   Por tanto, el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014 debe ser interpretado teniendo en cuenta la realidad del momento en que se elabora, tramita y aprueba la Orden TED/171/2020; y, en particular, debe interpretarse aquel precepto de manera sistemática con lo prescrito en la Disposición adicional única del Real Decreto-ley 17/2019, en la que se establece que:

   "Excepcionalmente, para el periodo regulatorio que comienza el 1 de enero de 2020, el plazo para la aprobación de la orden ministerial prevista en el artículo 20.1 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, [...] previsto en el artículo 14.4, párrafo segundo, de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, finalizará el 29 de febrero de 2020.

   Los parámetros retributivos resultantes de dicha revisión serán de aplicación desde el inicio del periodo regulatorio [...]."

   El nuevo periodo -excepcional- concedido por el Real Decreto-ley 17/2019 exige que se adapte, consecuentemente, el periodo a tener en cuenta para determinar el precio medio de mercado del último año del semiperiodo regulatorio, pues a la fecha de publicación de la Orden TED/171/2020 -28 de febrero de 2020- el Ministerio disponía de los datos reales de los doce meses anteriores al momento en que iban a aplicarse los nuevos parámetros retributivos. Por tanto, era perfectamente posible realizar el ajuste del precio con arreglo al mejor valor disponible y desplazar esos 12 meses a los que se refiere el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014 al periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2020. No se solicita más que la adecuada aplicación del artículo 22.4 en virtud de lo dispuesto en una norma posterior de rango superior como es el Real Decreto-ley 17/2019.

   Según las demandantes, esta interpretación que propugnan es conforme con lo previsto en la disposición adicional única del Real Decreto-ley 17/2019; es adecuada al espíritu y finalidad del artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014; resulta acorde con la propia literalidad del citado artículo 22.4, que no por casualidad hace referencia dicho precepto al término "media aritmética móvil", precisamente en el entendido de que lo más adecuado es utilizar siempre los mejores datos disponibles y, solo en defecto de los mismos, será preciso, de manera excepcional y por razones de seguridad jurídica, tener en cuenta unos datos menos actualizados; y, en fin, es la lo más coherente teniendo en cuenta los actos propios de la Administración demanda.

   Sobre esto último (actos propios de la Administración) las demandantes señalan que para efectuar el ajuste del precio de mercado de los años 2017 y 2018 se ha considerado el precio medio anual del mercado diario e intradiario entre el 1 de enero y el 31 de diciembre tanto del año 2017 como del año 2018, pues se conocía el precio medio real de esos doce meses, por lo que, conociendo en el momento de la elaboración de la Orden TED/171/2020 los datos reales de los doce meses del año 2019, ¿qué lógica tendría actuar de forma distinta?. Sobre todo teniendo en cuenta que para determinar el valor de otras commodities la propia Orden TED/171/2020 utiliza información del período comprendido entre octubre y diciembre de 2019.

   Se añade en la demanda que la interpretación que se pretende resulta necesaria para que la Rinv reconocida a la IT permita cubrir sus gastos de inversión y permita obtener la rentabilidad razonable garantizada por ley ( artículos 14.7 de la LSE y 16 del Real Decreto 413/2014).

   Lo que no puede hacer la Administración es llevar a cabo una interpretación literal del artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014 totalmente fuera de contexto y basada en una lectura aislada de tal precepto, sino que, es necesario interpretarlo de acuerdo con la nueva realidad excepcional que regula el Real Decreto-ley 17/2019 que supera la literalidad del precepto reglamentario y ello con el objetivo de que la IT pueda percibir a lo largo de su vida útil regulatoria la retribución regulada que prevén tanto la Ley del Sector Eléctrico y como el propio Real Decreto 413/2014.

3. A mayor abundamiento, añade la parte actora, la tesis que sostiene es conforme con el criterio mantenido por la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que exige acudir al mejor dato disponible en el momento de llevar a cabo los cálculos de fijación de los parámetros retributivos. En particular, el Informe de la CNMC aconseja expresamente la extensión del periodo considerado en la actualización de parámetros vinculados a precios y cotizaciones hasta fin de diciembre de 2019 (vid. pág. 14 del documento número 7 "2020-01-30 - Informe CNMC.pdf" del expediente administrativo).

4. La consideración de un precio de mercado no actualizado produce como consecuencia que se haya fijado una Rinv inferior a la que se habría determinado de haber tomado en consideración los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2019. Tal y como se indica en el dictamen pericial aportado a las actuaciones.

5. En fin, el hecho de haberse realizado un ajuste del precio de mercado de 2019 con respecto al previamente estimado que no se ajusta a la realidad del precio de ese año 2019 (que es significativamente menor al que se ha considerado), dando lugar a una Rinv inferior a la que debería haber percibido la IT, es un desajuste que nunca va a poder ser objeto de revisión, corrección o de reajuste posterior, pues nos estamos refiriendo no a una estimación de precios, sino al ajuste del precio de un año pasado (2019) que ya no se volverá a recalcular o reajustar en futuras revisiones de los parámetros retributivos a lo largo de la vida útil regulatoria de la IT.

   Por todo ello, las demandantes terminan postulando que se condene a la Administración, dentro de los límites que prevé el artículo 71 de la LJCA, a aprobar otro precio medio anual del mercado diario e intradiario de 2019 que tenga en cuenta los mejores datos disponibles y, en particular, los precios de octubre, noviembre y diciembre de 2019, y otra Rinv que tenga en cuenta ese nuevo precio de mercado de 2019.

   Frente a ello, la Abogacía del Estado señala que la pretensión de las demandantes carece de cobertura y es contraria a lo que dispone el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014, donde se establece una metodología precisa y clara que es la que se ha seguido para el cálculo del valor de ajuste por desviación en el precio del mercado, al no prever el mencionado Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre, ni el Real Decreto 413/2014, la posibilidad de modificar dicha metodología.

   Siendo ese el posicionamiento de las partes, el motivo de impugnación no podrá ser acogido; y ello por las razones que pasamos a exponer.

   La orden impugnada recogió como precio de mercado del año 2019 el de 53,18 €/MWh, que se corresponde con el precio medio anual del mercado diario e intradiario comprendido el 30 de septiembre de 2018 y el 1 de octubre de 2019.

   El artículo 22 del Real Decreto 413/2014, en sus apartados 1 a 3, establece la fórmula de realización del ajuste por desviaciones entre el precio de mercado de la energía estimado para cada año del semiperíodo regulatorio y el precio real de mercado y a tal efecto, el mismo precepto, en su apartado 4, indica la forma de cálculo del precio de mercado:

   "La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará el precio medio anual del mercado diario e intradiario. Dicho cálculo se realizará, para cada año natural, como media aritmética de los precios horarios del mercado diario e intradiario. El valor obtenido se publicará anualmente antes del 30 de enero del siguiente año en la página web del citado organismo.

   Para el último año natural de cada semiperiodo regulatorio, el precio medio anual del mercado diario e intradiario se calculará como la media móvil, de los 12 meses anteriores al 1 de octubre, de los precios horarios del mercado diario e intradiario ponderados con la energía casada en dichos mercados en cada hora. El valor obtenido se publicará antes del 15 de octubre de dicho año."

   Por tanto, como regla general, el cálculo para la determinación del precio de mercado se realizará con la media aritmética de los precios horarios del mercado diario e intradiario del año natural, es decir, atendiendo a los precios indicados entre el 1 de enero y el 31 de diciembre del año de que se trate.

   A este cálculo responde el precio de mercado fijado por la orden impugnada respecto de los años 2017 (52,22 €/MWh) y 2018 (57,27 €/MWh), sin que la parte recurrente formule ningún reproche con relación a los precios fijados para dichos años.

   Sin embargo, el artículo 20.4 del Real Decreto 413/2014, en su párrafo segundo, establece una regla especial para el caso específico del año en que finalice un semiperíodo, como es el año 2019, en el que para determinar el precio medio anual se tomará la media aritmética móvil de los precios horarios del mercado diario e intradiario "[...] de los doce meses anteriores al 1 de octubre".

   La propia parte demandante reconoce, la Orden impugnada se ajusta en este extremo a las disposiciones del Real Decreto 413/2014 en cuanto al período a considerar para el cálculo del precio medio anual de mercado del año en que finalice el período regulatorio (año 2019). Por tanto, habrá de reconocerse que, en sentido opuesto, cualquier cálculo que hubiera tenido en cuenta un período distinto al considerado sería contrario a las determinaciones del artículo 22.4, párrafo segundo, del Real Decreto 413/2014, salvo previsión expresa para este caso singular de una norma reglamentaria del mismo rango que autorizase un cálculo distinto.

   Además, debe tenerse en cuenta que, así como el Ministerio demandado puede realizar por sí mismo el cálculo de otros parámetros retributivos, como sería el caso de la estimación de los ingresos por la venta de energía o del coste de los derechos de emisión de CO2, no sucede lo mismo con el precio medio anual de mercado diario e intradiario, que tiene que ser fijado imperativamente por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

   En efecto, en los casos en los que el Ministerio fijó por sí mismo los parámetros retributivos, como los ya mencionados de la estimación de los ingresos por la venta de energía y el coste de los derechos de emisión de CO2, sí tuvo en consideración los precios del último trimestre de 2019, al autorizar la disposición adicional única del Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre, que, excepcionalmente, para el período regulatorio que comienza el 1 de enero de 2020 el plazo para la aprobación de la orden impugnada finalizara el 29 de febrero de 2020.

   Así, los valores estimados de los precios del mercado eléctrico para los años 2020, 2021 y 2021 fueron calculados para cada uno de dichos años sobre la media aritmética de los precios de los contratos de futuros celebrados en los días de negociación entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2019 (MAIN, página 21); y en el caso de los derechos de emisión de CO2, para determinar su valor de compra se ha considerado el precio medio del derecho de emisión resultante de las subastas organizadas por la plataforma EEX correspondiente al período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2019 (MAIN, página 31).

   En cambio, el precio medio anual de la electricidad a considerar para realizar el ajuste por desviaciones entre el precio estimado y el de mercado habrá de ser el calculado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, como determina el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014 antes transcrito, debiéndose publicar el valor obtenido según la fórmula del indicado precepto anualmente, antes del 30 de enero del siguiente año, en la página web de la CNMC, salvo el caso particular del precio correspondiente al último año natural de cada semiperíodo regulatorio, que deberá calcularse también por la CNMC, como antes se ha dicho, como la media móvil de los 12 meses anteriores al 1 de octubre y se publicará antes del 15 de octubre de dicho año.

   De conformidad con los anteriores razonamientos, el motivo de impugnación no puede ser acogido.

Sobre la alegación referida a la errónea la determinación del valor del ajuste por desviaciones del precio de mercado por no haberse tomado en consideración el Impuesto sobre el Valor de Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y su impacto en la retribución a la inversión (Rinv) de la Instalación Tipo (IT).

Como cuarto motivo de impugnación la parte demandante aduce que la Orden Ministerial impugnada no ha considerado el Impuesto sobre el Valor de Producción de Energía Eléctrica (en adelante IVPEE) a los efectos de revisar la retribución a la inversión (Rinv). La parte actora entiende que el IVPEE debería haber sido considerado en el cálculo del valor de ajuste por desviaciones del precio de mercado (en adelante Vajdm), ya que no hacerlo supone no considerar los ingresos netos reales percibidos por las instalaciones.

El problema surge con relación al "precio de pool" (precio de la energía eléctrica obtenido de la casación de ofertas y demandas en el mercado diario e intradiario), al no haber tomado en consideración la minoración del 7% correspondiente al Impuesto sobre el valor de Producción de energía eléctrica (IVPEE). Así, a juicio de la parte recurrente, la Orden TED/171/2020 no ha considerado el IPVPEE en el valor de ajuste, contraviniendo con ello el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014.

La Rinv se calcula a partir del Valor Neto del Activo (VNA), que según el artículo 16.2 del Real Decreto 413/2014 se determina en función de: (i) el VNA al inicio del semiperiodo regulatorio anterior; (ii) la estimación de ingresos y costes con la que se realizó el cálculo de los parámetros retributivos en el semiperiodo anterior; y (iii) el valor de ajuste por desviación en el precio del mercado en el semiperiodo regulatorio anterior, todos ellos actualizados con el valor de la tasa de actualización correspondiente.

El valor de ajuste por desviación del precio de mercado se contempla en el art. 22.4 del Real Decreto 413/2014 en el que se dispone:

"Cuando al finalizar cada semiperiodo regulatorio se proceda a revisar los parámetros retributivos de las instalaciones tipo para el siguiente semiperiodo regulatorio en virtud de lo establecido en el artículo 20, se considerarán en el cálculo del valor neto del activo de la instalación tipo, los valores de ajuste por desviación en el precio del mercado de los años anteriores no repercutidos hasta ese momento, según lo establecido en el Anexo VI."

Este valor procede de ajustar los ingresos por la venta de energía percibidos por la IT durante el semiperiodo regulatorio anterior, comparando los ingresos efectiva y realmente percibidos con los estimados en el inicio de ese semiperiodo regulatorio.

Pero lo cierto es que ni en el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014 ni en el Anexo VI al que se remite se contempla que para establecer el valor de ajuste por deviación del precio de mercado se deba descontar la cantidad pagada por el Impuesto sobre el Valor de Producción de Energía Eléctrica. Y así lo destaca la MAIN de 13 de febrero de 2020:

"La metodología para la actualización del valor neto del activo se establece en los Anexos VI y XIII del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio. Dicha metodología utiliza un parámetro denominado valor de ajuste por desviaciones del precio de mercado (Vajdm), el cual se define y se calcula de acuerdo al artículo 22 del mencionado Real Decreto. Dicho artículo 22 no contempla la aplicación del IVPEE para el cálculo del Vajdm, por lo que no procede su incorporación en la actualización de la retribución a la inversión efectuada en esta orden."

Por tanto, no puede considerarse que la Orden impugnada vulnere el artículo 22.4 del Real Decreto 413/2014.

Sobre el alegato de que la estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 2020-2022 resulta contraria al artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014.

1. Las demandantes sostienen que la estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 2020-2022 resulta contraria al artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014. Y tal reproche lo sustentan en las siguientes razones:

   1. El artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014, en su párrafo segundo, exige tener en cuenta el mejor valor disponible para realizar la estimación del precio de mercado (criterio que, como ya ha quedado manifestado, es también el que reiteradamente ha sostenido la CNMC en sus últimos informes); y siendo ello así, lo cierto es que la Orden TED/171/2020, en su Anexo V, toma la media aritmética de los precios de los Contratos de Futuros anuales, carga Base, de OMIP para España, en los días que han estado abiertos a negociación entre el 1 de julio de 2019 y el 31 de diciembre de 2019. Y así lo confirma la MAIN de la Orden TED/171/2020 ( vid. págs. 21 y 22 del documento número 20 "202002-14 - MAIN Orden actualización 2020-2025 19_50.docx" del expediente administrativo).

      En efecto, como resulta de la MAIN, para la estimación del precio del pool de los años 2020, 2021 y 2022 el Ministerio no ha considerado los últimos seis meses de cotizaciones de futuros disponibles a la fecha de la actualización de los parámetros, tal y como exige el párrafo segundo del artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014, puesto que para la estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 2020-2022 ha considerado las cotizaciones de futuros correspondientes al período comprendido entre el 1 de julio y el 31 de diciembre de 2019, en lugar de considerar los datos de enero de 2020 que estaban ya disponibles no solo cuando se promulgó la Orden TED/171/2020 sino cuando se elaboró la última propuesta de Orden. Adviértase que la Orden TED/171/2020 tiene fecha 23 de febrero de 2020, y que la fecha de la MAIN que acompaña a la última propuesta de orden elaborada por el Ministerio es la del 13 de febrero de 2020, por lo que las últimas cotizaciones disponibles -tanto en la fase de tramitación de la orden, como en el momento de su promulgación y publicación- eran las correspondientes al periodo temporal comprendido entre el 1 de agosto de 2019 y el 31 de enero de 2020.

      Así, señalan las demandantes, aunque estas estimaciones podrán ser revisadas al final del semiperiodo regulatorio, lo cierto es que resultan contrarias a la dicción literal del artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014, por lo que procede su anulación. Además, a pesar de la posible revisión futura de dichos precios de mercado estimados, el juego de los límites del precio de mercado regulados en apartado 2 del mismo artículo 22 del Real Decreto 413/201, impedirá, en la práctica, que una estimación no ajustada totalmente a la realidad pueda ser corregida en su integridad.

   2. A mayor abundamiento, en la MAIN de la Orden TED/171/2020 se hace referencia a cotizaciones de otros parámetros (por ejemplo, el precio de los derechos de emisión de CO2) obtenidas para el mes de enero de 2020, lo que pone de manifiesto que el Ministerio podría haber dispuesto y utilizado la información asociada a las cotizaciones de contratos futuros de enero 2020 para realizar sus estimaciones del precio del pool, siendo la actuación del MITERD de todo punto incoherente.

      Asimismo, queda patente que el motivo que se invoca en la MAIN para no tener en cuenta los precios de OMIP en el periodo comprendido entre el 1 de agosto de 2019 y el 31 de enero de 2020 es falso, puesto que contaba con los datos de enero de 2020 y así los utilizó para fijar el precio de los derechos de emisión, por ejemplo: ?

      Finalmente, en relación con esta cuestión el dictamen pericial ( cfr. páginas 8 y 9) señala:

      "Dicho decalaje temporal, de un mes, para la determinación del precio del pool de 2021 y 2022 tiene un impacto relevante en el valor de la Ro de las ITs y, en particular, en el valor de la Ro para las ITs de 2021 y 2022.

      Esto se justifica en el hecho de que las curvas forward de OMIP de enero de 2020 (las últimas disponibles en el momento de publicación de la Orden TED/171/2020) muestran unos precios del pool inferiores que los recogidos en las curvas forward de OMIP de diciembre de 2019 para el período temporal 2021-2022, tal y como se puede observar el cuadro siguiente:

      [...]

      Derivado de lo anterior, la estimación del importe de la cifra de ingresos por venta de energía al Sistema considerada por el Ministerio para la determinación del valor de la Ro de las ITs de 2021 y 2022 es superior a la que habría obtenido si hubiera considerado la última información disponible de las curvas forward de OMIP (enero de 2020) y, por ende, el valor de la Ro de las ITs de 2021 y 2022 estaría infravalorado."

   3. En conclusión, la parte actora solicita que se declare nula la estimación del precio de mercado para el semiperiodo regulatorio 2020-2022 recogida en el Anexo V de la Orden TED/171/2020 y, en coherencia, que se anule la Ro de los códigos IT en los que se clasifican las instalaciones de las demandantes (i.e., códigos IT-00858, IT-00859 e IT-00923) y que se condene a la Administración, dentro de los límites que prevé el artículo 71 de la LJCA, a realizar una nueva estimación que tenga en cuenta los mejores datos disponibles y, en particular, los precios futuros en el periodo entre el 1 de agosto de 2019 y el 31 de enero de 2020, ambos inclusive, y otra Ro que tenga en cuenta esa nueva estimación.

2. Frente a lo razonado por la parte demandante la Abogacía del Estado señala que, de lo dispuesto en el citado artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014 resulta: 1/ Que el periodo a considerar para la estimación del precio de mercado debe ser anterior al inicio del semiperiodo. 2/ Que este periodo se corresponderá con los últimos seis meses para los que existan datos disponibles.

   Por tanto, habiendo sido publicada la citada Orden en fecha 28 de febrero de 2020 y estando disponibles a esa fecha los datos de las cotizaciones de los contratos de futuros de diciembre de 2019, se han utilizado para la estimación del precio de mercado las cotizaciones de los meses de julio a diciembre de 2019, no siendo procedente usar datos referentes a 2020, como alega el recurrente, ya que forman parte del siguiente semiperiodo regulatorio y por lo tanto, es contrario a lo previsto en la norma. Además, el Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre, no contempla la posibilidad de modificar dicha metodología.

3. Planteado este último punto del debate en esos términos, debemos comenzar su análisis recordando lo que dispone el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Ese artículo 22, en lo que ahora interesa, establece:

   "Artículo 22. Estimación del precio de mercado y ajuste por desviaciones en el precio del mercado.

   1. La estimación del precio de mercado para cada año del semiperiodo regulatorio se calculará como la media aritmética de las cotizaciones de los contratos de futuros anuales correspondientes negociados en el mercado de futuros de electricidad organizado por OMIP durante un periodo de seis meses anterior al inicio del semiperiodo para el que se estima el precio del mercado.

      Los seis meses a considerar para la estimación del precio del mercado anterior, serán los últimos que se encuentren disponibles en el momento en que se efectúe la revisión.

      Dicha estimación se aprobará mediante orden del Ministro de Industria Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos.

   2. Se establecerán para cada instalación tipo, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dos límites superiores denominados LS1 y LS2 siendo LS1 menor que LS2, y dos límites inferiores denominados LI1 y LI2 siendo LI1 mayor que LI2, en torno al precio estimado del mercado que ha sido considerado en el cálculo de los parámetros retributivos.

   3. Cuando el precio medio anual del mercado diario e intradiario se encuentre fuera de dichos límites, se generará, en cómputo anual, un saldo positivo o negativo, que se denominará valor de ajuste por desviaciones en el precio del mercado y se calculará, para el año "i" del semiperiodo regulatorio "j", como sigue:

      [...]"

      Siendo ese el tenor literal del precepto, dejamos desde ahora señalado que el motivo de impugnación no podrá ser acogido; y ello por las razones que pasamos a exponer.

      Tiene razón la Abogacía del Estado cuando destaca que el artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014 establece, de un lado, que el periodo a considerar para la estimación del precio de mercado debe ser anterior al inicio del semiperiodo; y, de otra parte, que este periodo se corresponderá con los últimos seis meses para los que existan datos disponibles. Ello hace inviable la fórmula de cálculo que propugna la parte actora, pues la utilización de datos del 2020, como pretende la demandante, incumpliría la norma que se refiere a "[...] la media aritmética de las cotizaciones de los contratos de futuros anuales [...] durante un periodo de seis meses anterior al inicio del semiperiodo para el que se estima el precio del mercado".

      El Real Decreto-ley 17/2019, de 22 de noviembre, podría haber modificado la redacción del artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014 de modo que resultase viable la utilización de datos de, al menos, el primer mes del año 2020; pero no introdujo tal modificación, de manera que la Orden TED/171/2020 debe ser considerada ajustada a derecho en la medida en que se atiene a lo dispuesto en el citado artículo 22.1 del Real Decreto 413/2014.

Sobre el motivo de impugnación formulado contra la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, basado en la ilegalidad de la distinción de dos clases de instalaciones tipo en función de si las industrias asociadas pertenecen o no a sectores o subsectores en riesgo de fuga de carbono.

La parte demandante afirma que la Orden TED/171/2020 ha procedido a un desdoblamiento de las ITs en función de si la industria o centro de consumo al que la instalación de cogeneración aporta calor útil pertenezca o no a sectores o subsectores que están en riesgo de fuga de carbono. En concreto, el artículo 5 de dicha Orden dice:

"1. Aquella instalación incluida en el régimen de comercio de derechos de emisión, que realice su actividad en un sector o subsector que no figure en la lista de sectores y subsectores que se consideran en riesgo de fuga de carbono según la normativa de aplicación vigente en cada momento, podrá solicitar hasta el 30 de junio de 2020, la asignación a la instalación tipo que no está en riesgo de fuga de carbono, de idénticas características técnicas y económicas a la que esté asignada en el momento de entrada en vigor de esta orden."

El precepto parte de clasificar a todas las instalaciones de cogeneración como "en riesgo de fuga de carbono", debiendo los titulares de las instalaciones que realicen su actividad en un sector o subsector que no figure en la lista de sectores y subsectores que se consideran en riesgo de fuga de carbono solicitar la asignación del código IT que no está en riesgo de fuga de carbono.

Las instalaciones de cogeneración que aporten calor a una industria que no esté en riesgo de fuga de carbono recibirán un porcentaje de asignaciones gratuitas en función de la energía térmica, que se irá reduciendo con el paso del tiempo; mientras que si la cogeneración aporta calor a una industria que está en riesgo de fuga de carbono será la industria la que perciba las asignaciones gratuitas y no la cogeneración.

La parte demandante sostiene que: a) no ha existido ningún cambio de regulación de los derechos de emisión o de las asignaciones gratuitas de derechos de emisión que justifique el cambio radical introducido en la Orden impugnada; b) la Orden TED/171/2020 infringe los artículos 14.7 de la Ley del Sector Eléctrico, artículos 13.3, 17.1 y 24 del Real Decreto 413/2014 por cuanto, a su juicio, no es posible reducir la retribución a la operación (Ro) en el importe de las asignaciones gratuitas que percibe la industria o centro de consumo adicionalmente a las que percibiría la instalación de cogeneración; c) se quiebra el principio de suficiencia retributiva y adicionalmente a los principios de seguridad jurídica, confianza legítima y predictibilidad; d) se provoca un trato diferente y discriminatorio entre las industrias que emplean la tecnología de cogeneración y las que no lo hacen, lo que vulneraría el artículo 14 de la Constitución.

El hecho de que la Orden impugnada establezca nuevas instalaciones tipo con sus correspondientes parámetros retributivos, y diferencie entre aquellas que operan en sectores considerados en riesgo de fuga de carbono y el que no lo está, no puede considerarse contrario a las previsiones que conforman el régimen retributivo.

La posibilidad de eliminar o incorporar nuevos tipos de instalaciones y modificar sus parámetros retributivos aparece contemplada en los artículos 17 y 20.2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

Por otra parte, el hecho de que la Orden TED/171/2020, al tiempo de establecer las Instalaciones Tipo (ITs) y sus parámetros retributivos, tome en consideración si dichas instalaciones se encuentran o no sectores en riesgo de fuga de carbono responde a la normativa de la Unión y a la lógica del sistema retributivo.

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

Uno de los factores de ajuste, según la normativa de la Unión Europea, es el riesgo de fuga de carbono. Y los criterios de asignación gratuita de los derechos de emisión están contemplados en la normativa europea y en el art. 16 de la Ley 13/2010, de 5 de julio, por la que se modifica la Ley 1/2005, de 9 de marzo.

La asignación gratuita derechos de emisión varía según se trate de actividades que actúan o no en sectores con "riesgo de fuga de carbono", entendiendo por tal la situación que puede producirse cuando, por motivos de costes derivados de políticas climáticas, las empresas trasladan su producción a otros países con límites de emisión menos estrictos.

La asignación gratuita de derechos de emisión en los sectores en "riesgo de fuga de carbono" es mayor que en aquellos sectores en los que no existe ese riesgo, por lo que resulta lógico que este factor tenga repercusión en el coste retribuido a la operación, pues las instalaciones que reciben mayores derechos de emisión de CO2 de forma gratuita tendrán que adquirir menos en el mercado para poder operar. En definitiva, ninguna ilegalidad se advierte, por tanto, en una previsión como la contenida en el art. 5 de la Orden por el hecho de que diferencie instalaciones tipo tomando en consideración si operan en sectores en riesgo de fuga o si no lo están.

Tampoco se advierte irregularidad alguna porque se catalogue a estas instalaciones en riesgo de fuga como punto de partida, sin perjuicio de poder solicitar el cambio. Y ello porque cuando se elaboró la Orden TED/171/2020 se comprobó que la gran mayoría de los sectores de actividad que utilizan la cogeneración están en riesgo de fuga de carbono, por lo que se adaptó el coste de retribución a la realidad existente, evitando que se incrementase el coste en la retribución que no respondía a la realidad constatada. Tal y como señala el Preámbulo de la Orden impugnada "[...] con el objetivo de asignar correctamente los costes asociados a la adquisición de derechos de emisión, teniendo en cuenta la diferencia existente en la asignación de derechos gratuitos en sectores considerados en riesgo de fuga de carbono en relación con el resto de sectores, se aprueban las nuevas instalaciones tipo y parámetros retributivos requeridos para la asignación de las instalaciones no incluidas en sectores considerados en riesgo de fuga de carbono. Este proceso de asignación requerirá de solicitud por parte del interesado, quien deberá acreditar la pertenencia de la instalación a sectores o subsectores que no están en riesgo de fuga de carbono".

Es cierto que ello implicó un cambio de criterio respecto de la previsión contenida en la Orden IET/1045/2014 en la que se contemplaba para las plantas de cogeneración un método de cálculo de costes de derechos de emisión de CO2 bajo la hipótesis de que las instalaciones de cogeneración se categorizaban como una actividad sin riesgo de fuga de carbono. Pero, tal y como explica la MAIN de la Orden impugnada:

"[...] Para la redacción de esta orden, se ha comprobado que la gran mayoría de los sectores de actividad que utilizan la cogeneración están en riesgo de fuga, por lo cual no procede mantener de forma general el criterio de la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, antes indicado, ya que hubiese ocasionado un mayor coste en la retribución de forma no justificada. De este modo, las instalaciones tipo existentes consideran que la cogeneración se ubica en un sector en riesgo de fuga, lo que significa mayor asignación gratuita de derechos de emisión asociados a la producción de calor y por lo tanto menor coste de derechos de emisión. No obstante lo anterior, en esta orden se han incorporado nuevas instalaciones tipo que contemplan que la cogeneración pueda estar en un sector no considerado en riesgo de fuga (con menor asignación gratuita y mayor coste de derechos de emisión), dando la posibilidad al titular de la instalación de cogeneración de acogerse a este último tipo tras la pertinente justificación. Esto no supone una discriminación, sino una adaptación a la situación real de cada instalación para calcular la retribución a la operación."

En segundo lugar se aduce la infracción de los artículos 14.7 de la Ley del Sector Eléctrico, 13.3, 17.1 y 24 del Real Decreto 413/2014 por cuanto, a juicio de la entidad recurrente, no es posible reducir la retribución a la operación en el importe de las asignaciones gratuitas que percibe la industria o centro de consumo adicionalmente a las que percibiría la instalación de cogeneración.

El problema surge, en este caso, en relación con la repercusión de las asignaciones gratuitas de derechos de emisión en los casos de transferencias de calor entre las instalaciones de cogeneración y la industria asociada.

La parte recurrente sostiene que la novedad introducida en la Orden TED/171/2020 consiste en que las ITs de cogeneración que aportan calor útil a industrias, cuando estas últimas operaran en sectores en riesgo de fuga, se ven penalizadas por la Orden con una menor retribución a la operación (R0), dado que se está asumiendo que la instalación de cogeneración percibe las asignaciones gratuitas cuando realmente las percibe la industria acogida al régimen de comercio de derecho de emisión y que son muy superiores a las que percibe la cogeneración por el calor que general.

Para esclarecer el criterio referido a la asignación gratuita de los derechos de emisión en los casos de trasvase de calor útil entre dos instalaciones se debe tomar en consideración la previsión contenida en el Reglamento Delegado (UE) 2019/331 de la Comisión, de 19 de diciembre de 2018 por el que se determinan las normas transitorias de la Unión para la armonización de la asignación gratuita de derechos de emisión con arreglo al artículo 10 bis de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, en el que se establece que:

"Cuando se intercambie calor medible entre dos o más instalaciones, la asignación gratuita de derechos de emisión debe basarse en el consumo de calor de una instalación y tener en cuenta el riesgo de fuga de carbono, en su caso. Así, para garantizar que el número de derechos de emisión gratuitos se asigna con independencia de la estructura del suministro de calor, estos derechos de emisión deben asignarse al consumidor de calor". (considerando 21)

Resultan también relevantes las consideraciones contenidas en la Guía nº 6 de la Comisión Europea sobre la metodología armonizada de asignación gratuita del RCDE UE posterior a 2020 (publicada el 31 de enero de 2019) pues aún sin ser vinculantes contribuyen a aclarar las normas en esta materia.

En ella, y a los efectos de asignación gratuita de los derechos de emisión cuando existen flujos de calor entre instalaciones, se afirma que solo deben considerarse relevantes los flujos de calor medible, es decir, aquellos que se pueden o se podrían medir con un contador de energía térmica. Para ello toma en consideración los siguientes principios:

- El calor ha de producirse en una instalación incluida en el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea (RCDE UE) establecido mediante la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre, y

- Solo puede recibir asignación gratuita una instalación incluida en el RCDE.

Así, respecto a la asignación de los derechos de emisión gratuitos, pueden darse los siguientes supuestos:

1. La asignación en el caso de los flujos de calor procedentes de una instalación hacia otra instalación, cuando ambas están incluidas en el RCDE UE. Como norma general, la asignación gratuita se atribuye a la instalación que consume el calor medible neto. El factor de exposición a riesgo de fuga de carbono que se ha de utilizar corresponde al aplicable al consumidor de calor, es decir, la subinstalación (o subinstalaciones) que consume(n) calor en la instalación RCDE que importa dicho calor.

2. Flujos de calor procedentes de una instalación incluida en el RCDE hacia otra instalación o entidad no incluida RCDE. En esta situación, cuando el flujo de calor medible neto se consume fuera de los límites del RCDE UE, se otorgan los derechos gratuitos al productor de calor por el calor medible neto exportado.

   Las entidades no incluidas en el RCDE, por defecto, no se consideran expuestas a un riesgo significativo de fuga de carbono. En el caso de flujos de calor hacia entidades no RCDE, el CLEF para los sectores expuestos a un riesgo significativo de fuga de carbono solo se puede emplear si el exportador de calor logra justificar que ejerce su actividad de exportación de calor medible neto hacia una entidad no incluida en el RCDE expuesta a un riesgo significativo de fuga de carbono.

3. Flujos de calor procedentes de una instalación o entidad no RCDE hacia una instalación RCDE. El consumo del calor producido fuera del RCDE UE no opta a asignación gratuita. El factor de exposición a riesgo de fuga de carbono que se ha de utilizar corresponde al factor de exposición a riesgo de fuga de carbono de la subinstalación que consume el calor.

   Estas consideraciones nos plantean tres escenarios posibles, con una distinta incidencia respecto de la queja planteada:

   - La empresa de cogeneración produce calor útil que lo consume esa misma empresa. En este caso la empresa de cogeneración recibiría los derechos de emisión por el calor que producen sus equipos. No tendría sentido argumentar, en este caso, que los derechos los recibe la industria consumidora y no la cogeneración.

   - La empresa de cogeneración vende todo o parte del calor producido por su instalación de cogeneración a industrias que no están dentro del Régimen de comercio de derecho de emisión (estas, por defecto, no se consideran expuestas a un riesgo significativo de fuga de carbono). En este caso sería la empresa de cogeneración, en cuanto productora del calor, la que percibiría los derechos gratuitos imputables al calor que ha venido a estas industrias. Tampoco en este caso tendría sentido argumentar que los derechos de emisión los recibe la industria consumidora y no la cogeneración.

   - La empresa de cogeneración vende todo o parte del calor producido por su instalación a industrias que están dentro del Régimen de comercio de derecho de emisión. En este caso los derechos de emisión gratuitos los recibiría la industria o instalación que consume el calor y no la quien lo genera.

   En este último supuesto el más más conflictivo.

   La Orden al definir los parámetros retributivos de las ITs, en concreto sus costes de operación, no debería ignorar que cuando la instalación de cogeneración vende calor a una industria que está dentro del Régimen de comercio de derecho de emisión, no percibe asignaciones gratuitas por los derechos de emisión de CO2.

   Esta conclusión es avalada en el informe pericial y en la ratificación del informe en el que se afirma que:

   "[...] la Orden TED/171/2020 modifica esta relación entre el Centro de consumo y la IT de cogeneración, estableciendo la asignación gratuita de derechos de emisión de CO2 a los centros de consumo, con riesgo de fuga de carbono, sean transferidas a las instalaciones de cogeneración, de manera que a menor coste presumido para la cogeneración (menor coste que en realidad lo es para el centro de consumo) menor será la retribución a la operación de la IT de cogeneración.

   Este hecho, esto es, aplicar una asignación gratuita extra de derechos de emisión de CO2 a las instalaciones de cogeneración, que en realidad no existe, provoca que el valor de la Ro de las instalaciones de cogeneración este considerando unos menores costes de explotación que los realmente soportados por las instalaciones de cogeneración dado que, por supuesto, en la realidad los Centros de consumo no transmiten dichos derechos a las instalaciones de cogeneración. [...]"

   Por ello, la Orden impugnada al no tomar en consideración esta circunstancia al tiempo de establecer los parámetros retributivos de las instalaciones de cogeneración citadas en el supuesto tercero -empresa de cogeneración vende todo o parte del calor producido por su instalación a industrias que están dentro del Régimen de comercio de derecho de emisión- está reduciendo injustificadamente la retribución por costes de operación de dichas instalaciones, infringiendo así las previsiones contenidas en el artículo 14.7 de la Ley del Sector Eléctrico, en el que se dispone que para el cálculo de la retribución específica de una instalación tipo se consideraran, entre otros, los costes estándar de explotación, sin que por ello se pueda computar en los costes estándar de explotación la reducción de derechos de emisión de CO2 por asignación gratuita no percibidos por las instalaciones de cogeneración.

   Ello genera, a su vez, un diferente trato retributivo de las instalaciones de cogeneración dependiendo de la industria a la que le venden el calor útil pese a que sus costes de explotación son los mismos. Los costes de operación para la cogeneración son los mismos con independencia de que consuma por si misma o venda el calor a una industria asociada y con independencia de que la industria asociada esté o no en riesgo de fuga de carbono. Sin embargo, la retribución efectiva de los costes de operación (por la asignación gratuita de los derechos de emisión de CO2) son distintos dependiendo de quien recibe los derechos de emisión gratuita.

   El Abogado del Estado justifica esta situación afirmando que en estos casos la empresa de cogeneración tendrá que notificar y entregar derechos por las emisiones imputables al calor que ha vendido por lo que deberá de haber un acuerdo entre productor y consumidor sobre el precio de venta de calor. Argumenta que es difícil imaginar que si la empresa cogeneradora tiene que entregar derechos por las emisiones imputables al calor que ha venido y es el consumidor del calor el que ha recibido los derechos, no traslade la imputación del coste de los derechos que corresponda en el precio de venta de calor.

   Esta argumentación no disipa los reparos advertidos, pues la retribución ha de tomar en consideración los ingresos y los costes estándar de la instalación, sin que sea posible generar una disfunción en el cómputo de los costes para luego remitir su reparación a los acuerdos privados que se alcancen en el mercado. Precisamente el régimen retributivo establecido en el Real Decreto-ley 9/2013 y posteriormente asumido por la Ley 24/2013, es adicional a la retribución por la venta de energía y calor generado y tiene por finalidad cubrir la diferencia entre estos ingresos y los costes de inversión y explotación, más la obtención de una rentabilidad adecuada, con referencia a una "instalación tipo".

   Finalmente, no se advierte quiebra de los principios de seguridad jurídica, confianza legítima y predictibilidad.

   Es bien conocida nuestra jurisprudencia referida a que los principios de seguridad jurídica y confianza legítima no "permiten consagrar un pretendido derecho a la congelación del ordenamiento jurídico existente ( SSTC 182/1997, de 28 de octubre, FJ 13, y 183/2014, de 6 de noviembre, FJ 3). Y numerosos los pronunciamientos de esta Sala sobre la inexistencia de un derecho inmodificable, en favor de los titulares de las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, a que se mantenga inalterado el régimen económico que regula la percepción de sus retribuciones, y a las sentencias ya citadas cabe añadir, entre otras, las SSTS de 13 de septiembre de 2012 (RCA 48/2011), 15 de octubre de 2012 (RCA 64/2011), 10 de diciembre de 2012 (RCA 138/2011 ), 29 de enero de 2013 (RCA 232/2012), 25 de junio de 2013 (RCA 252/2012), 1 de julio de 2013 (RCA 305/2012), 13 de enero de 2014 (RCA 357/2012), 3 de abril de 2014 (RCA 444/2014) [...]".

   Pero es que, además, tal y como hemos tenido ocasión de señalar anteriormente, nuestro ordenamiento jurídico prevé expresamente la posibilidad de eliminar o incorporar nuevos tipos de instalaciones y modificar sus parámetros retributivos de forma periódica adaptándolos a la realidad existente, y que al inicio de cada periodo regulatorio se pueden modificar los parámetros retributivos ( art. 14.4 de la LSE).

   La modificación y actualización de los parámetros retributivos de las instalaciones puede conllevar cambios al alza o a la baja para adaptar los elementos que lo componen a la realidad constatada, por lo que al estar previsto esta actualización al principio del periodo regulatorio no puede considerarse que se vulnere el principio de seguridad jurídica ni es posible invocar el de confianza legitima para mantener unos parámetros que los actores intervinientes conocen de antemano que están sujetos a revisión.

   Por todo lo expuesto, consideramos que la Orden impugnada no es conforme a derecho y debe ser anulada en el extremo referido al cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones de cogeneración, al computar en sus costes de operación la asignación gratuita de los derechos de emisión de CO2 percibidos por la empresa consumidora del calor, reduciendo así los costes de operación por unos derechos de emisión de CO2 de asignación gratuita no percibidos.

   La estimación es parcial y tiene una proyección mucho más limitada que la pretendida por la parte en el suplico de su demanda.

   La estimación no implica, en contra de lo solicitado, la ilegalidad de la Orden TED/171/2020 ni en particular de su art. 5, por diferenciar entre ITs aplicables a instalaciones que pertenecen a sectores o subsectores en riesgo de fuga de carbono o aquellas que no lo están. Ni por establecer unos parámetros retributivos distintos para unas y otras.

   Tampoco es posible ordenar a la Administración que declare que a las instalaciones de los recurrentes se les deben asignar un código IT correspondiente a instalaciones que no estén en riesgo de fuga de carbono. Esta asignación ha de responder a la realidad existente y las instalaciones que se encuentra o no en riesgo de fuga de carbono no pueden establecerse por este tribunal.

   El alcance de la nulidad acordada, y la consiguiente necesidad de introducir cambios en los parámetros retributivos de la Orden impugnada, tan solo afecta a las instalaciones tipo que afectan a las empresas de cogeneración que venden todo o parte del calor producido a industrias que están dentro del RCDE y los derechos de emisión gratuitos los recibe la industria o instalación que consume el calor y no la quien lo genera, cuando tales derechos se toman en consideración para computar los costes operativos de la instalación de cogeneración.

Conclusión y costas.

En consecuencia con lo razonado en los anteriores fundamentos, procede estimar en parte el recurso contencioso-administrativo interpuesto por las entidades Moyresa Girasol, S.L.U. y Bunge Ibérica, S.A.U. contra la Orden TED/171/2020, de 24 de febrero, por la que se actualizan los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al periodo regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2020, declarando la nulidad de los parámetros retributivos correspondientes a aquellas instalaciones tipo referidas a determinadas plantas de cogeneración que venden todo o parte del calor útil producido a industrias que están dentro del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión y que perciben los derechos de emisión de CO2 asignados gratuitamente por el calor útil consumido.

De conformidad con lo dispuesto en el artículo 139.2 de la Ley reguladora de la Jurisdicción Contencioso-Administrativa, no procede imponer las costas procesales causadas en el presente recurso contencioso-administrativo.