Ministerio/Órgan o proponente. MINETAD SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA Fecha 17/11/2016. Título de la norma

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1 TURISMO Y AGENDA DIGITAL MEMORIA DEL ANÁLISIS DE IMPACTO NORMATIVO DEL PROYECTO DE REAL DECRETO POR EL QUE SE MODIFICA EL REAL DECRETO 216/2014, DE 28 DE MARZO, POR EL QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LOS PRECIOS VOLUNTARIOS PARA EL PEQUEÑO CONSUMIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y SU RÉGIMEN JURÍDICO DE CONTRATACIÓN. Ministerio/Órgan o proponente MINETAD Fecha 17/11/2016 Título de la norma Proyecto de real decreto por el que se modifica el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Tipo de Memoria Normal Abreviada Situación que se regula La norma establece la metodología para determinar los costes de comercialización que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario del pequeño consumidor (PVPC) y a tarifa de último recurso (TUR). Objetivos que se persiguen Los objetivos que persigue la norma son: Establecer una metodología clara, transparente y predecible para la determinación de los costes de comercialización que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica. Ejecutar las sentencias del Tribunal Supremo por las que se declara nulo el apartado 2 de la disposición adicional octava del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, fijando una metodología para la determinación los costes de comercialización de la actividad de comercialización de referencia, que permita fijar por Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos los valores para el período comprendido entre el 1 de abril de 2014 y la fecha de aplicación del real decreto (años 2014, 2015 y 2016). Establecer los cauces para desarrollar una contabilidad regulatoria de la actividad de comercialización de referencia.

2 Principales alternativas consideradas La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) presentó un informe sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia elaborado en virtud del mandato que contiene el apartado tercero de la disposición adicional octava del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo. El contenido de dicho informe constituye la principal alternativa que ha sido considerada en la elaboración del presente real decreto. Los aspectos finalmente recogidos en la presente norma que difieren de la propuesta realizada por la CNMC son detallados y explicados en los correspondientes apartados de la presente memoria. CONTENIDO Y ANÁLISIS JURÍDICO Tipo de norma Estructura de la Norma Real decreto. El real decreto consta de un artículo, cinco disposiciones adicionales, tres disposiciones transitorias, una derogatoria y cuatro disposiciones finales. Se completa con un anexo. Informes recabados Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Dictamen del Consejo de Estado. Trámite de audiencia Se ha realizado mediante anuncio publicado en BOE: ANALISIS DE IMPACTOS ADECUACIÓN AL ORDEN DE COMPETENCIAS El real decreto se adecua al orden competencial al dictarse al amparo de la las reglas 13 y 25ª del artículo de la Constitución que atribuye al Estado la competencia exclusiva en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, y las bases del régimen minero y energético, respectivamente. 2

3 IMPACTO ECONÓMICO Y PRESUPUESTARIO Efectos sobre la economía en general. El establecimiento de una metodología para establecer los costes de comercialización de las comercializadoras de referencia supone aportar previsibilidad y estabilidad, lo que tiene un impacto económico positivo en las empresas que desarrollan la actividad y en los consumidores que soportan el coste. En relación con la competencia La norma no tiene efectos significativos sobre la competencia. La norma tiene efectos positivos sobre la competencia. La norma tiene efectos negativos sobre la competencia. Desde el punto de vista de las cargas administrativas Supone una reducción de cargas administrativas. Cuantificación estimada: Incorpora nuevas cargas administrativas. Cuantificación estimada: anuales No afecta a las cargas administrativas. Desde el punto de vista de los presupuestos, la norma Afecta a los presupuestos de la Administración del Estado. Implica un gasto. Implica un ingreso. Afecta a los presupuestos de otras Administraciones Territoriales. 3

4 IMPACTO DE GÉNERO La norma tiene un impacto de género Negativo Nulo Positivo OTROS IMPACTOS CONSIDERADOS Sin impacto en la Familia y en la Infancia, así como en materia de igualdad de oportunidades, no discriminación y accesibilidad universal de las personas con discapacidad. OTRAS CONSIDERACIONES Ninguna. 4

5 1. OPORTUNIDAD DE LA PROPUESTA 1.1 NECESIDAD DE LA NORMA Normativa previa de aplicación El artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, dispone que para el cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor se incluirán de forma aditiva en su estructura: el coste de producción de energía eléctrica, los peajes de acceso y cargos que correspondan y los costes de comercialización que correspondan. El Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. El artículo 7 del citado real decreto recoge la estructura general de los precios voluntarios para el pequeño consumidor, incluyendo en el término de potencia del precio voluntario para el pequeño consumidor el margen de comercialización, expresado en euros/kw y año que será fijado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (actual Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital) previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. La disposición adicional octava del referido real decreto fija en su apartado 2 el valor de los costes de comercialización fijo, CCF, definido en el artículo 7, para cada una de las tarifas aplicables al precio voluntario para el pequeño consumidor a partir de 1 de abril de 2014 en 4 euros/kw y año, añadiendo que este valor podrá ser modificado por Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (actual Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital), previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. En el apartado 3 de la disposición adicional octava del mismo real decreto dirige a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia un mandato para elaborar y enviar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo un informe sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario del pequeño consumidor y a tarifa de último recurso, donde se detallen cada uno de los costes de comercialización que incorpora. Atendiendo a lo anterior, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, al amparo de la función supervisora prevista en el artículo 5.1 y en el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, así como en cumplimiento de la disposición adicional octava citada del 5

6 Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, realizó en julio de 2014, según señala, un requerimiento de información a todas las empresas comercializadoras de gas y/o electricidad que ejercen la actividad de comercialización a consumidores finales en el ámbito de actuación nacional o peninsular en los sectores de electricidad y/o gas natural. El 19 de mayo de 2016 fue aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y remitido al Ministerio de Industria, Energía y Turismo el Informe sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario del pequeño consumidor y a tarifa de último recurso de gas. Ejecución de las sentencias del Tribunal Supremo. Por otro lado, el Tribunal Supremo por sentencias de 3 de noviembre de 2015 declaró nulo el valor de los costes de comercialización de 4 euros/kw y año fijado en la anteriormente señalada disposición adicional octava.2 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, debido a la falta de metodología para determinar tanto los costes de comercialización como la remuneración razonable que pudiera proceder, sin entrar a valorar la suficiencia o insuficiencia del margen de comercialización. Así, el Tribunal Supremo determina que las consecuencias de dicha nulidad se limitan al momento de entrada en vigor de la disposición anulada, y supondrán la necesidad de regularizar las cantidades derivadas de la actividad de comercialización de conformidad con el valor que se fije atendiendo a una metodología a partir de dicha entrada en vigor de la norma ahora anulada. Además, las sentencias contemplan que es necesario contar con el informe que elabore la CNMC sobre los costes de comercialización que corresponde aplicar, con cada uno de los costes de comercialización que lo integran, bien como base para la aprobación por el Gobierno de la correspondiente metodología, bien como explicación de la aplicación de la metodología que en su momento haya aprobado el Gobierno. En consecuencia, el Tribunal Supremo obliga al Gobierno a aprobar una metodología, a fijar los costes de comercialización y a regularizar las cantidades derivadas de la actividad de comercialización de conformidad con el valor que se fije desde el 1 de abril de 2014 (fecha a partir de la cual resulta de aplicación el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo). Transitoriamente, la Orden IET/2735/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso de energía eléctrica para 2016, ha fijado un valor del margen comercial de 4 /kw y año. 6

7 1.2 OBJETIVOS Los objetivos que persigue la norma son, por consiguiente: Establecer una metodología clara, transparente y predecible para la determinación de los costes de comercialización que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario del pequeño consumidor. Ejecutar las sentencias del Tribunal Supremo por las que se declara nulo el apartado 2 de la disposición adicional octava del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, fijando una metodología para la determinación del margen de la actividad de comercialización de referencia, que permita fijar por Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos los valores para el período comprendido entre el 1 de abril de 2014 y la fecha de aplicación del real decreto (años 2014, 2015 y 2016). Además de ello, se establece el primer periodo de tres años, que abarca los años de 2016 a Establecer los cauces para desarrollar una contabilidad regulatoria de la actividad de comercialización de referencia. 1.3 ALTERNATIVAS La principal alternativa contemplada durante la tramitación del real decreto en relación con sus determinaciones ha sido la contenida en el informe de la CNMC aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria de dicha Comisión el 19 de mayo de En dicho informe, la CNMC realiza un exhaustivo análisis de los datos recabados en respuesta a la solicitud que dirigió a las comercializadoras del sector eléctrico y del sector gasista sobre los costes de comercialización correspondientes a los ejercicios 2010, 2011, 2012, 2013 y previsión para el ejercicio 2014, y elabora una propuesta para establecer los costes de comercialización de los comercializadores de referencia atendiendo a determinados criterios. Con el objetivo de mejorar la comprensión de la presente memoria, los aspectos de dicha propuesta que han sido finalmente integrados en el real decreto, así como aquellos que no se han recogido, y la correspondiente motivación de una y otra decisión, son detallados en apartados posteriores

8 2.1 CONTENIDO Y ANÁLISIS JURÍDICO CONTENIDO La propuesta de real decreto consta de preámbulo, un artículo (que consta de tres apartados modificando el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo) cinco disposiciones adicionales, tres disposiciones transitorias, una disposición derogatoria y cuatro disposiciones finales. Se completa la propuesta con un anexo. En el artículo único se modifica del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, de acuerdo con lo siguiente: - Modificación de los artículos 7.2 y 12 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, para incluir el término fijo de los costes de comercialización (CCF) en el término de potencia del PVPC y el término variable de los costes de comercialización dentro de otros costes asociados al suministro del término de energía del PVPC. - Introducción de un nuevo Título VII, bajo el nombre de Metodología para el cálculo de los costes de comercialización de las comercializadoras de referencia a introducir en el precio voluntario para el pequeño consumidor de energía eléctrica, cuyo contenido es el siguiente: Este título consta de tres capítulos: En el capítulo I se regula la existencia de los denominados costes de comercialización, consistente en una retribución por costes incurridos y un margen por el ejercicio de la actividad de comercialización de referencia. Asimismo, se regula la facturación en un término fijo y un término variable a los consumidores. En el capítulo II se desarrolla la metodología propiamente dicha para la determinación de los componentes de los costes de comercialización. En el capítulo III se regulan los criterios y plazos de revisión de cada término. Las cinco disposiciones adicionales tienen el siguiente contenido: La disposición adicional primera establece que por orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, se fijarán los valores de los costes de comercialización a incluir en los PVPC de los años La disposición adicional segunda regula la declaración delas COR de las cantidades derivadas de la aplicación del valor de los costes de comercialización para los consumidores acogidos al bono social en el periodo previo a la aplicación del real decreto. 8

9 La disposición adicional tercera establece el año 2016 como el de inicio del primer periodo de tres años, correspondiendo la primera revisión al periodo La disposición adicional cuarta establece las propuestas que la CNMC debe remitir a MINETAD, antes del 1 de febrero de 2017, sobre criterios y reglas de la contabilidad regulatoria de costes y sobre criterios y formatos para la entrega de información por las COR. La disposición adicional quinta se refiere a la información de las COR a los consumidores sobre facturación electrónica durante 2017 acerca de la posibilidad de recibir las facturas en formato electrónico, que requerirá recabar el consentimiento expreso de los consumidores. El contenido de las tres disposiciones transitorias es el siguiente: la primera se refiere a la aplicación de los valores de los costes de comercialización que se fijen por orden, para los años 2014 (desde el 1 de abril), 2015 y 2016 (hasta que sea de aplicación dicha orden), obtenidos mediante la nueva metodología de cálculo de los mismos con las particularidades que en la misma se establecen, y la segunda a la regularización de las cuantías del PVPC y de la TUR durante dicho periodo. Contemplan la realización de las refacturaciones en un plazo máximo de nueve meses desde que sea de aplicación la orden de fijación de los valores, informando a los consumidores mediante el modelo de nota informativa contenido en el Anexo del real decreto. Si una COR, por razones de eficiencia económica, decide no regularizar para cualquiera de los años citados, siempre que se traduzcan en un cargo para el consumidor, estará obligada a aplicar dicha exención a todos sus consumidores en idéntica situación y comunicarlo a la CNMC. La tercera disposición transitoria recoge la aplicabilidad de este real decreto, que se difiere al momento en que sea de aplicación la orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, que fije los valores de determinados parámetros en el periodo desde el 1 de abril de 2014 hasta Entre tanto, seguirá siendo de aplicación el valor transitorio de 4 /kw y año, recogido en la Orden IET/2735/2015, de 17 de diciembre. Las cuatro disposiciones finales se refieren, respectivamente, la primera a los títulos competenciales en virtud de los cuales se dicta la norma proyectada la segunda, a las referencias incluidas en la normativa del sector eléctrico al margen de comercialización que habrán de entenderse a costes de comercialización, la tercera, que contiene una habilitación genérica de desarrollo de lo dispuesto en este real decreto, y la cuarta a la entrada en vigor el día siguiente al de su publicación en el BOE. De forma sucinta, ya que gran parte del contenido del real decreto que modifica a su vez el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, lo constituye la metodología por la que se calculan los costes de comercialización (la cual se describe con detalle en el apartado denominado Metodología para la determinación de los costes de comercialización ), el contenido se concreta en los siguientes aspectos: 9

10 1. Los costes de comercialización tienen en cuenta los costes de explotación incurridos exclusivamente por las comercializadoras de referencia y, una retribución por su actividad de comercializador de referencia. 2. Los costes de explotación contemplados son los de una empresa eficiente y bien gestionada. Para introducir criterios de eficiencia, se consideran únicamente los costes de las tres comercializadores de referencia más eficientes que supongan al menos un 40 por ciento de cuota de representatividad en el mercado o un número superior de empresas hasta alcanzar esta cuota. 3. La imputación de dichos costes para su recuperación a través del precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC) se lleva a cabo mediante un término por potencia contratada y otro término por energía consumida. El término por potencia contratada coincide con la retribución por costes de explotación de naturaleza fija. Por su parte, el término por energía consumida lo componen: a) La cuantía de la retribución por costes de explotación de naturaleza variable; b) El valor de la cuantía de la retribución por el ejercicio de la actividad de comercialización de referencia entendida como margen sobre sus ventas de energía eléctrica. 4. La metodología prevé la posibilidad de una revisión de la mayor parte de los componentes de la retribución por costes de explotación y de la retribución unitaria por el ejercicio de la actividad de manera potestativa cada tres años, y una actualización anual de la parte ligada a la financiación del Fondo Nacional de Eficiencia. El componente variable de la tasa de ocupación de la vía pública varía horariamente con la variación horaria de los términos del precio de la energía del PVPC que se integran en su fórmula. 5. Para la revisión de los costes y los valores resultantes de aplicación a cada periodo, se establece para estas empresas la obligación de tener una contabilidad regulatoria de costes separada, estableciéndose el procedimiento para la fijación de la información a enviar y los requisitos de la misma. 6. Finalmente, a fin de posibilitar la aplicación del real decreto conforme a lo prescrito por las sentencias del Tribunal Supremo, se contempla la metodología para la regularización, en su caso, de las cantidades que procedan desde el 1 de abril de 2014 hasta el momento en que sea de aplicación la nueva metodología, que se determinará por orden. Por otro lado, se habilita a que por Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, se fijen los valores a aplicar en el período 2016 a

11 ANÁLISIS JURÍDICO La comercialización de referencia El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor y las Tarifas de Último Recurso El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) es el precio máximo que pueden cobrar las comercializadores de referencia a los consumidores que se acojan a dicho precio, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. El PVPC, al que pueden acogerse los titulares de los puntos de suministro efectuados a tensiones no superiores a 1 kv y con potencia contratada menor o igual a 10 kw, se compone de: a) Coste de producción de energía eléctrica. b) Peajes de acceso o cargos. c) Costes de comercialización. El referido artículo 17 ha sido objeto de desarrollo por primera vez en el año 2014 a través del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se regula la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación. Así, según lo dispuesto en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo el PVPC se compone: a) De un término de potencia, TPU, que es el término de potencia del peaje de acceso y cargos más el margen de comercialización. b) De un término de energía TEUp, que es igual al término de energía del correspondiente peaje de acceso y cargos. c) De un término de coste horario de energía, TCUh, que incorpora, entre otros conceptos, el coste de producción de la energía suministrada. Con anterioridad a la aprobación del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, el coste de producción incluido en la entonces denominada Tarifa de Último Recurso o TUR (cuyo equivalente actual es el PVPC) (que anteriormente era denominado TUR), se venía estimando a partir de un método de cálculo previsto en la normativa anterior 2 que 2 Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio, por la que se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica, y a continuación por la Orden ITC/1601/2010, de 11 de junio, por la que se regulan las subastas CESUR a que se refiere la Orden 11

12 tomaba tomando como referencia el resultado de la subasta que a tal efecto se celebraba trimestralmente (la denominada subasta CESUR). Desde que el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, resulta de aplicación (1 de abril de 2014), la determinación del coste de producción de energía eléctrica se realiza con base en el precio horario del mercado diario durante el período al que corresponda la facturación. Los peajes de acceso (y cuando se apruebe la correspondiente metodología, los cargos) se regulan en diversos reales decretos y disposiciones, y se fijan anualmente por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (actual Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital), previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos 3. Según el artículo 7.2 del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, los costes de comercialización incluidos en el término de potencia del peaje de acceso, expresado en euros/kw y año, será fijado por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (actual Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital), previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. Este real decreto que ahora se regula tiene por objeto precisamente desarrollar la metodología de cálculo de los costes de comercialización para las empresas comercializadoras de referencia en los suministros a PVPC y TUR, en particular: a) Los consumidores titulares de los puntos de suministro efectuados a tensiones no superiores a 1 kv y con potencia contratada menor o igual a 10 kw, que opten por acogerse al precio voluntario para el pequeño consumidor. b) Los que tengan la condición de vulnerables y les resulten de aplicación las tarifas de último recurso de acuerdo a lo previsto en el artículo 17.3 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. c) Los que, sin cumplir los requisitos para la aplicación del precio voluntario para el pequeño consumidor, transitoriamente carecen de contrato en vigor con un comercializador libre, y les resulten de aplicación las correspondientes tarifas de último recurso de acuerdo con lo previsto en el artículo 17.3 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. ITC/1659/2009, de 22 de junio, a los efectos de la determinación del coste estimado de los contratos mayoristas para el cálculo de la tarifa de último recurso. 3 Entre otros, en el Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso. a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica; 12

13 Debe señalarse, para evitar la confusión que el cambio terminológico TUR pudiera ocasionar, que el concepto de tarifa de último recurso (TUR), asimilable antes de la entrada en vigor de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, al actual PVPC, queda reservado desde la entrada en vigor de la referida ley a las tarifas aplicables a los dos colectivos anteriormente señalados: los consumidores vulnerables, a los que resulta de aplicación el bono social, y los consumidores que sin tener derecho a PVPC, carecen transitoriamente de contrato en vigor con un comercializador libre. Las tarifas de último recurso así definidas se encuentran referenciadas al PVPC mediante la aplicación de un descuento del 25% sobre el PVPC en el caso de los consumidores vulnerables, y mediante la aplicación de un recargo del 20% sobre el PVPC en el caso de los consumidores que, sin tener derecho a PVPC transitoriamente carecen de contrato en mercado libre. El artículo 17.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, determina que el Gobierno establecerá la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y de las tarifas de último recurso, y que por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo (actual Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital), previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, se dictarán las disposiciones necesarias para el establecimiento de los mismos. La actividad de comercialización de referencia El artículo 18 de la derogada 4 Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establecía los aspectos relativos a las tarifas de último recurso y disponía que las tarifas de último recurso, únicas en todo el territorio nacional, eran los precios máximos que podrían cobrar los comercializadores que asumiesen las obligaciones de suministro de último recurso, a los consumidores que se acogiesen a las mismas. Por su parte, el Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, determinó la extinción de las tarifas integrales de energía eléctrica a partir del 1 de julio de 2009, fecha en la que únicamente podrían acogerse a las tarifas de último recurso los consumidores finales de energía eléctrica conectados en baja tensión cuya potencia contratada fuera inferior o igual a 10 kw. En su artículo 2 se designaron las cinco 4 Salvo determinados preceptos según la disposición derogatoria única de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. 13

14 empresas comercializadoras de energía que asumían la obligación de suministro de último recurso de energía eléctrica en todo el territorio nacional 5 : a) Endesa Energía XXI, S.L. b) Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U. c) Unión Fenosa Metra, S.L. (actualmente Gas Natural S.U.R. SDG S.A.) d) Hidrocantábrico Energía Último Recurso, S.A.U. (actualmente EDP Comercializadora de Último Recurso, S.A.) e) E.ON Comercializadora de Último Recurso, S.L. (actualmente Viesgo Comercializadora de referencia, S.L.) La vigente Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en su artículo 6, apartado f), determina que reglamentariamente se establecerá el procedimiento y requisitos para ser comercializador de referencia (lo que, antes de la entrada en vigor de dicha ley, se denominaba comercializador de último recurso). En desarrollo de lo anterior el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, establece la obligación de asumir el suministro de referencia para los comercializadores que a tal fin sean designados por estar integrados en los grupos empresariales que hayan suministrado en el territorio español a más de clientes de media en los últimos doce meses, o a clientes en el caso de las Ciudades de Ceuta y Melilla. Asimismo, se establece que cada cuatro años se revisará la obligación y los criterios para ser designado por real decreto comercializador de referencia, atendiendo al grado de liberalización del mercado y para adecuarlos a la situación del sector eléctrico. Por subsumirse en ellos desde ese momento las condiciones legales establecidas, la disposición adicional primera del citado Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, designa a los mismos cinco comercializadores de referencia que venían ejerciendo tal obligación y establece para otros tres grupos empresariales la obligación de proponer una comercializadora de referencia al Ministro de Industria, Energía y Turismo (actual Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital). 5 Por Sentencia de 5 de abril de 2011, de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, se anuló este precepto y se obligó al Gobierno a determinar los criterios o variables que condicionan, desde la perspectiva territorial, técnica, financiera y contable, la designación de comercializadores de último recurso y, por tanto, no se extiende a la exclusión de las empresas comercializadoras de energía eléctrica designadas en el artículo 2 del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, que pudiera producir un vacío normativo contrario a la protección de los intereses de los consumidores, que tienen reconocido el derecho a la elección de su suministrador que les garantice un suministro de calidad y a unos precios comprensibles, transparentes y razonables. 14

15 En consecuencia, en la actualidad existen 8 comercializadores de referencia: Endesa Energía XXI, S.L.U Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U. Gas Natural S.U.R. SDG S.A. EDP Comercializadora de Último Recurso, S.A. Viesgo Comercializadora de referencia, S.L. CHC Comercializador de Referencia S.L.U. Teramelcor, S.L. Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Comercialización de Referencia, S.A. Los comercializadores de referencia Empresa de Alumbrado Eléctrico de Ceuta Comercialización de Referencia, S.A. y Teramelcor, S.L. fueron designados respectivamente por Real Decreto 886/2014, de 10 de octubre y Real Decreto 930/2014, de 31 de octubre ambos de 2014 y CHC Comercializador de Referencia, S.L.U. fue designado por Real Decreto 983/2014, de 21 de noviembre de Por consiguiente, en la actualidad, la actividad de los comercializadores de referencia, que son designados expresamente, se encuentra regulada, con carácter general, en la propia Ley 24/2013, de 26 de diciembre y en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación 6. Todas estas empresas, que, tal y como se ha mencionado anteriormente, han sido designadas expresamente como comercializadoras de referencia, se encuentran sujetas, conforme al citado marco normativo, al cumplimiento de las obligaciones que se dimanan del mismo y que así se encuentran definidas en las normas que regulan esta actividad. Cabe señalar que, en ocasiones, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, regula conjuntamente la actividad de comercialización de energía eléctrica tanto para los COR como para los comercializadores que ejercen la actividad libremente (esto es, comercializadores libres ). Así, en el artículo 12.3, referido a la separación de actividades, se obliga a que las comercializadoras de referencia que formen parte de un grupo de sociedades que 6 Además, en la Resolución de 23 de mayo de 2014, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el contenido mínimo y el modelo de factura de electricidad. 15

16 desarrolle actividades reguladas y libres en los términos previstos en la ley, no creen confusión en su información y en la presentación de su marca e imagen de marca respecto a la identidad propia de las filiales de su mismo grupo que realicen actividades de comercialización. Atendiendo a lo regulado en el antes referido artículo 17 sobre el PVPC y la TUR, los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada de hasta 10 kw pueden contratar el suministro eléctrico: a) Con un comercializador de referencia: en este caso, o bien pueden acogerse al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), que es el precio máximo determinado con base en los precios del mercado de producción, o bien pueden optar por una oferta alternativa en la que se establezca un precio fijo del suministro libremente determinado por la comercializadora para un periodo de un año. b) Mediante suministro en el mercado libre, contratando el suministro de energía eléctrica con cualquier comercializador diferente al comercializador de referencia conforme al precio y las condiciones que libremente se pacten. Dentro de este esquema, los consumidores considerados como vulnerables se encuentran en el colectivo de consumidores a quienes resulta de aplicación el PVPC y deben ser suministrados por los denominados comercializadores de referencia. Los consumidores vulnerables pueden solicitar el bono social, resultándoles de aplicación, en este caso, una tarifa de último recurso calculada con un descuento del 25% en todos los términos del PVPC. Es decir, el bono social se traduce en el descuento que los comercializadores de referencia deben aplicar a los citados consumidores vulnerables. De igual modo, en el artículo 23 se obliga a los comercializadores de referencia a realizar ofertas económicas de adquisición de energía eléctrica al operador del mercado en cada período de programación por la parte de energía necesaria para el suministro de sus clientes no cubierta mediante otros sistemas de contratación con entrega física. La prestación del bono social, regulado en el artículo 43, constituye una de las principales características de la actividad de los comercializadores de referencia, por cuanto son éstos los que deben aplicar el 25 por ciento en la factura del consumidor, regulándose en ese precepto quién debe financiarlo y el procedimiento para fijar anualmente las cantidades. Por otro lado, el artículo 47 establece que en el supuesto de extinción de la habilitación de un comercializador como consecuencia del incumplimiento de los requisitos 16

17 establecidos para ejercer la actividad, podrá determinarse el traspaso de sus clientes a una comercializadora de referencia, la cual deberá acogerlos de forma obligatoria. De todos estos preceptos se infiere que a los comercializadores de referencia se les imponen una serie de obligaciones de servicio público 7, como son el deber de asumir la obligación de suministro a determinados consumidores, que por sus características requieren de mayor protección, como los consumidores vulnerables, o a aquellos consumidores que no son suministrados en el mercado libre. Además, en caso de extinción de la habilitación de cualquier comercializador o de sanción por incumplimiento de sus obligaciones, si se produce un traspaso de clientes como medida de protección de sus consumidores, se realiza a un comercializador de referencia. Se concluye, por tanto, que sobre los comercializadores de referencia recaen determinadas obligaciones de servicio público que persiguen la consecución de objetivos en aras del bien público general, toda vez que el mercado, por sí sólo y sin intervención pública, no prestaría dichos servicios, o lo haría en condiciones distintas por lo que respecta a la calidad objetiva, seguridad, asequibilidad, igualdad de trato y acceso universal. Es la necesidad de esta intervención pública lo que reviste a estas empresas de una naturaleza propia, distinta, en todo caso, de la inherente a la actividad que se desarrolla en el mercado libre, estableciéndose por ello una remuneración con base en principios propios y criterios distintos de la actividad de mercado. Además, la imposición de las mismas obligaciones de servicio público a varias empresas conlleva que los parámetros de cálculo de esta metodología sean idénticos para todos los sujetos Metodología para la determinación del margen de comercialización Se recoge en el presente apartado la descripción de la metodología para la determinación de los costes de comercialización a incluir en el precio voluntario para el pequeño consumidor, y un análisis jurídico más detallado de los criterios que han sido tomados en consideración para su elaboración. 7 Así lo afirma también expresamente el Tribunal Supremo en la aludida sentencia de 3 de noviembre de

18 Descripción de la metodología del real decreto Se describe a continuación la metodología contenida en la norma para el cálculo de los costes de comercialización a incluir en el PVPC. Con carácter previo, cabe señalar que los principios generales que rigen esta metodología son los de simplicidad, objetividad, coherencia y eficiencia en la asignación de costes, teniendo en cuenta que los parámetros que se emplean se fijan de forma objetiva y transparente, de tal manera que se garantiza la suficiencia de los mismos. La metodología del real decreto garantiza la retribución por el ejercicio de la actividad a los comercializadores de referencia, sin que, en ningún caso, se supere el nivel necesario para cubrir total o parcialmente los gastos ocasionados por la ejecución de estas obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un beneficio razonable conforme se justifica en la presente memoria. En este sentido, además, el hecho de que se imponga a todas las comercializadoras de referencia la obligación de contabilidad de costes va a permitir, en todo caso, un mejor control de la aplicación de la metodología. Las empresas comercializadoras percibirán una retribución que tendrá por objeto cubrir: a) Los costes de explotación en los que incurra una empresa comercializadora de referencia eficiente y bien gestionada. b) Una retribución por el ejercicio de la actividad. Los costes de explotación se dividen en función de su naturaleza en: costes fijos por kw contratado o variables por kwh consumido. Son costes de explotación fijos por kw contratado los costes de: Contratación; Facturación y cobro; Atención al cliente; Estructura; Financiación asociada a la interposición de garantías en el mercado; Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOPV), en su componente fija; Otros debidos a naturaleza fija que se reconozcan por orden ministerial. Son costes de explotación variables por kwh consumido los costes de: 18

19 Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOVP), en su componente variable; Contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (regulado en el capítulo IV del Título III de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia); Otros costes debidos a medidas regulatorias que se reconozcan por orden ministerial. Por su parte, la retribución por el ejercicio de la actividad se concreta en una retribución unitaria calculada como una rentabilidad, que se fija en un 1,05% sobre las ventas de energía. Estas retribuciones para cubrir los costes de la actividad y la retribución por el ejercicio de la misma serán percibidas por las empresas comercializadoras de referencia a través de la aplicación de los precios asociados a los denominados costes de comercialización, que cobrarán en la facturación del PVPC. El concepto costes de comercialización se compondrá de dos términos: 1) Un término fijo, denominado CCF, expresado en /kw contratado y año. Para la facturación al consumidor, este término fijo del margen seguirá formando parte, como hasta ahora, del término de potencia del PVPC (denominado TPU en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo). El término fijo cubrirá la retribución total por costes de explotación fijos. 2) Un término variable horario, denominado CCVh, expresado en valores unitarios, en /kwh consumido. Para la facturación al consumidor, el real decreto proyectado realiza la correspondiente modificación del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, para incluir el término variable horario del margen, CCVh, dentro del término OCh correspondiente a Otros costes que está incluido en el término CPh ( Coste de producción de la energía suministrada en cada hora ) del PVPC. El término fijo de los costes de comercialización, CCF, coincidirá con el valor de la retribución total por costes de explotación fijos (RTCEF) a las comercializadoras de referencia, que a su vez comprende dos conceptos: a) La retribución por costes de explotación fijos (RCEF); b) La retribución por componente fijo de la TOVP (RCFtovp). 19

20 c) Retribución por otros costes de naturaleza fija debidos a medidas regulatorias (RMRf). El término variable horario de los costes de comercialización, CCVh, incluirá las cuantías correspondientes a las retribuciones siguientes; a) La retribución horaria por costes de explotación variables (RCEVh), integrada por: La retribución horaria por componente variable de la TOVP (RCVtovph); La retribución por contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (RFE); Retribución por otros costes de naturaleza variable debidos a medidas regulatorias (RMRv). b) La retribución unitaria por el ejercicio de la actividad (Runitaria). Estos términos retributivos serán revisados trianualmente o anualmente, en función de su naturaleza, garantizando el cumplimiento de los principios establecidos. La retribución total por costes de explotación fijos (RTCEF) y la retribución unitaria por el ejercicio de la actividad se revisarán por periodos trianuales. Para ello se tomarán como base los costes incurridos por las empresas más eficientes en un periodo de dos años anteriores, y se calcularán para los tres años siguientes. El componente correspondiente al porcentaje de rentabilidad (Tr) aplicado en la citada retribución unitaria podrá ser revisado cada tres años. La retribución por la contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (RFE) se revisará anualmente, en función de las contribuciones del colectivo COR al Fondo, cada año. Por su parte, la retribución horaria por componente variable de la TOVP (RCVtovph) variará de forma automática cada hora, al variar horariamente los términos que figuran en su fórmula y que corresponden a la variación de los componentes del precio de la energía incluidos en la fórmula del PVPC recogida en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo. No se contempla la revisión del componente RMRv de otros costes de naturaleza variable debidos a medidas regulatorias, dado que en la actualidad no se ha 20

21 reconocido ninguno. Por ello, se dispone que será en la propia Orden que se reconozca como parte de los costes de comercialización donde atendiendo a su naturaleza se determinará su forma de revisión. Para la actualización de la retribución por costes de explotación fijos (RCEF), las comercializadoras de referencia deben remitir a la CNMC y a la Dirección General de Política Energética y Minas antes del 1 de julio de cada año, la información necesaria para el cálculo de los costes de explotación considerados fijos. Para disponer de información homogénea se establece la obligación a las empresas comercializadoras de referencia de llevar una contabilidad regulatoria de costes, de acuerdo con reglas de asignación comunes de las distintas partidas de coste disponibles que se fijarán mediante orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital. En línea con lo anterior, se completa el proceso de tal forma que antes del 1 de febrero del año n en que se vaya a realizar la revisión, la CNMC remita una propuesta con los criterios y modelos de remisión de dicha información, que será resuelta y publicada en el BOE por la Dirección General de Política Energética y Minas. A partir de los datos sobre costes de explotación fijos que remitan las empresas comercializadoras de referencia en el año n atendiendo a lo anterior, para establecer la retribución por costes de explotación fijos (RCEF) en los tres años siguientes (años n+1, n+2 y n+3) se procederá del siguiente modo: Se calculará, para cada empresa comercializadora de referencia, el coste unitario (en /kw) resultado de dividir la suma de los costes de explotación fijos que haya declarado la empresa para los años n-1 y n-2, entre la suma de las potencias que figuran para dicha empresa en la base de datos del sistema de liquidaciones del sector eléctrico en los años n-1 y n-2. Se seleccionarán los tres valores inferiores de entre los calculados según lo anterior y se calculará la retribución por costes de explotación fijos (RCEF) multiplicando cada coste unitario por la potencia de la empresa y dividiendo entre las suma de potencias de las tres empresas para los años n-1 y n-2. Se consideran así aquellas empresas más eficientes. En el caso de que las tres empresas seleccionadas no supongan una representatividad en el mercado de al menos el 40% en términos de potencia, se adicionarán sucesivamente empresas por orden de coste unitario creciente, hasta alcanzar un porcentaje de representatividad del 40%, y se obtendrá para el conjunto de empresas seleccionadas la retribución por costes de explotación 21

22 fijos (RCEF) según el método descrito. De esta esta forma, además de considerar aquellas empresas más eficientes (3 o más), se garantiza la representatividad del mercado. Para calcular la retribución total por costes de explotación fijos (RTCEF) que resultará de aplicación en los años n+1, n+2 y n+3, se sumará la retribución por costes de explotación fijos (RCEF) obtenida al componente fijo de la tasa de ocupación de la vía pública (RCFtovp), calculado este último según la fórmula recogida en el artículo 6.b) del real decreto a fin de cubrir totalmente el importe de dicha tasa que corresponde a los costes de comercialización fijos, y al componente de retribución por otros costes de naturaleza fija debidos a medidas regulatorias (RMRf). El cálculo de cada uno de los términos de la retribución horaria por costes de explotación variables se efectuará según lo siguiente: La retribución horaria por componente variable de la tasa de ocupación de la vía pública (TOVP), resultará de aplicar la tasa 8 a los componentes del precio de la energía incluidos en la fórmula del PVPC (precio medio horario de los mercados diario e intradiario, precio horario de los servicios de ajuste, retribución de los operadores del mercado y del sistema, pagos por capacidad e interrumpibilidad), a los que se añadirán los otros términos de los costes de comercialización calculados de acuerdo con las previsiones de este real decreto. Todo ello para cubrir en su totalidad la cuantía de esta tasa que corresponde a los costes de comercialización variable. La retribución del coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (RFE) se calculará como el cociente entre las obligaciones de pago del conjunto de las empresas comercializadoras de referencia para el año que se calcula por la actividad de suministro de electricidad, y la energía eléctrica en barras de central en el año anterior por esas mismas empresas. Este componente será fijado cada año por orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, una vez que hayan sido fijadas las obligaciones de pago de estos sujetos conforme establece el artículo 70.1 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia. El valor que se determine será de aplicación a partir de la fecha de entrada en vigor de la referida orden, fecha que podría ser 8 Según el Real Decreto Legislativo 2/2004, de 5 de marzo, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales. 22

23 posterior al 1 de enero del año de aplicación correspondiente. En este caso, hasta la aprobación de dicha orden o, en su caso, hasta la extinción de la obligación de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética de estos sujetos, se mantendrá el valor de la retribución del coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (RFE) en la cuantía establecida para el año anterior. Para calcular el valor de RFE en cada año para la actividad de suministro energía eléctrica, se dispone que los sujetos que ejerzan la actividad de comercialización de energía eléctrica, en la información que deban facilitar relativa a sus ventas de energía eléctrica de acuerdo con la Ley 18/2014, de 15 de octubre, deberán desagregar los datos entre las siguientes actividades: a) comercialización de referencia por ventas a consumidores acogidos a PVPC b) comercialización de referencia por ventas a consumidores acogidos a TUR c) comercialización libre. Finalmente, para el cálculo de la retribución unitaria por el ejercicio de la actividad, que se fijará para al menos los tres años siguientes (año n+1, n+2 y n+3), en el año n se aplicará una tasa de rentabilidad (se establece en un 1,05%) al precio de la energía obtenido ponderando los precios de energía publicados por la CNMC para la categoría de los comercializadores de referencia para los años n-1 y n-2, por la energía correspondiente a cada uno de esos dos años. El presente real decreto establece una habilitación al Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital para que fije por orden, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, los valores de los términos de los costes de comercialización necesarios para su aplicación en dos periodos: por un lado, para el periodo comprendido entre el 1 de abril de 2014 y la fecha en que sea de aplicación la metodología prevista en este real decreto, y que vendrá determinada en la referida orden posterior (periodo en el que hay que efectuar la regularización en las facturas de los consumidores); y, por otro, para el periodo comprendido entre el momento en que sea de aplicación la citada orden y el 31 de diciembre de 2018 (primer periodo trianual regulado). Para el primer periodo trianual (entrada en vigor en ), los costes de explotación fijos que habrán de tenerse en cuenta para el cálculo serán los declarados por las empresas para los años 2013 y 2014, que son los últimos disponibles en la información aportada por la CNMC. Por su parte, para la determinación de la retribución unitaria del periodo en vigor en , el precio de la energía considerado será el correspondiente al obtenido ponderando los precios publicados por la CNMC para los años 2014 y 2015 de los 23

24 resultados del mercado de producción, para los mercados diario e intradiario, los servicios de ajuste del sistema y el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, correspondientes a la categoría de comercializadoras de referencia, por la energía correspondiente a dicha categoría de comercializadoras para cada uno de los años 2014 y Para la determinación del coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética se considerarán, conforme a la metodología aprobada, en cada año, el cociente entre la contribución correspondiente a las comercializadoras de referencia dividida entre la energía en barras de central del año anterior. Así, se ha calculado el valor a aplicar en 2016 con la información ya disponible en el momento de elaboración del real decreto, mientras que en 2017 y 2018 se calcularán los valores aplicando la metodología establecida en el artículo 6.2.b). Periodo de regularización (1 de abril de 2014 hasta el momento en que sea de aplicación la metodología contemplada en este real decreto, que vendrá determinado por Orden del Ministro), se tomarán para el cálculo de la retribución por costes de explotación fijos, los costes de explotación fijos declarados por las empresas para los años 2013 y 2014, y se fijarán para el periodo 2014 hasta el momento en que sea de aplicación la metodología. Respecto a los otros componentes de la Retribución total por costes de explotación fijos: el término RMRf de retribución por otros costes de naturaleza fija debidos a medidas regulatorias, tomará el valor de cero dado que no existen costes de esta naturaleza en este periodo, y la retribución por componente fijo de la tasa de ocupación de la vía pública se calculará de acuerdo con la fórmula de cálculo establecida en el artículo 6.1.b) del real decreto a partir de la retribución total por costes de explotación fijos para estos años La retribución unitaria por la actividad de comercialización de referencia (Runitaria) se determinará en cada año 2014 y 2015, considerando como precio de la energía único el obtenido a partir de los resultados de los mercados diario e intradiario, los servicios de ajuste del sistema y el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad correspondientes al precio final anual publicado para dicho año por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como resultados del mercado de producción para la categoría de comercializadores de referencia. Para 2016 el valor del precio de energía único será el obtenido en aplicación del artículo 7 como media ponderada por la energía en los años 2014 y 2015 de los resultados de los mercados diario e intradiario, los servicios de ajuste del sistema y el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, correspondientes al precio final anual de la categoría de comercializadoras de referencia y publicados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La energía a 24

25 considerar para la ponderación será la correspondiente a dicha categoría de comercializadoras para cada uno de los años 2014 y Para la determinación del coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética para los años 2014 y 2015, se considerará la contribución total de las empresas comercializadoras de referencia de energía eléctrica en esos años y las energías en barras de central de las COR de esos mismos años, por disponer de esa información. Para el año 2014 se considerarán tres cuartos de la energía total anual, por ser de aplicación el Real Decreto 2016/2014 desde el 1 de abril. Para el año 2016 se obtiene este término de coste como la relación entre la contribución total de las empresas comercializadoras de referencia de energía eléctrica obtenida para 2016 a partir de la información obrante en el Ministerio de Industria, Energía y Turismo para la aplicación de lo previsto en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, y la energía en barras de central correspondiente al año 2015 de acuerdo con el párrafo anterior. El componente variable horario de la tasa de ocupación de la vía pública, (RCVtovph), se determinará como un único valor anual, aplicando lo siguiente: - Tipo correspondiente a la tasa de ocupación de la vía pública, según el Real Decreto Legislativo 2/2004, de 5 de marzo. - Los términos Pmh, SAh, CAPh e INTh: en los años 2014 y 2015 serán los valores anuales reflejados en el precio final anual para la categoría de los comercializadores de referencia que publica la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en los resultados del mercado de producción de energía eléctrica. Para 2016, los valores se obtendrán como media ponderada de los valores correspondientes a los precios mensuales para la citada categoría de los comercializadores de referencia ponderando por la energía de cada mes, considerando hasta el último mes completo disponible y publicado por la mencionada Comisión. - Los términos CCOMh y CCOSh serán los establecidos en la normativa de aplicación en cada uno de los años. - Los términos RFE y Runitaria son los que resultan para cada año calculados de acuerdo con los párrafos b) y c) de esta disposición. - El término RMRv, de retribución por otros costes de naturaleza variable debidos a medidas regulatorias, tomará el valor de cero dado que no existen costes de esta naturaleza en este periodo. 25

26 La fijación de estos valores, y el momento de su aplicación, se determinará por Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. En cuanto a la forma de regularizar. Las regularizaciones se realizarán por la/s comercializadora/s de referencia que suministraran al consumidor PVPC en el período que va desde el 1 de abril de 2014 hasta el momento en que sea de aplicación la metodología contemplada en este real decreto que vendrá fijado en una orden posterior. Para ello el real decreto permite que una comercializadora distinta a la que esté suministrando al consumidor actualmente facture las cantidades que correspondan. La entrada en vigor del real decreto se establece el día siguiente de la publicación del mismo en el Boletín Oficial del Estado. A partir de este momento, por tanto, habrá de aprobarse la orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, la cual fijará los valores que correspondan desde el 1 de abril de 2014, al momento en que sea de aplicación la citada orden (período de regularización). Las comercializadoras de referencia realizarán las regularizaciones en un máximo de nueve meses contados desde que sea de aplicación la orden que fije los valores del coste de comercialización. En la primera facturación que se realice por las COR, en su caso, para la aplicación de la regularización, dichas empresas deberán informar a los consumidores correspondientes. A estos efectos, remitirán una nota informativa de acuerdo con los modelos previstos en el real decreto, según corresponda (un modelo en el caso en que el COR que aplica la regularización es el suministrador actual y otro modelo para cuando el COR es otro diferente). En todo caso, Las regularizaciones vendrán reflejadas en la correspondiente factura o facturas que contendrán de forma separada los conceptos correspondientes a cada periodo. En concreto, se especificará: a) El periodo al que corresponde la regularización. b) Los parámetros de dicho periodo para la facturación: potencia y energía activa. c) La cuantía correspondiente a la regularización. d) El número de facturas en que va a llevarse a cabo la regularización completa. Atendiendo a criterios de eficiencia en cuanto al coste asociado a la regularización y de forma no discriminatoria el comercializador podrá decidir no proceder a regularizar, las cantidades que correspondan, siempre que no sea a abonar al consumidor. En este caso, deberá informar a la Comisión Nacional de los Mercados 26

27 y la Competencia, quien deberá elaborar un informe para la Dirección General de Política Energética y Minas. Podría ocurrir, por ejemplo, que las cantidades a regularizar, siempre que éstas no se traduzcan en un cargo para el consumidor, sean despreciables o que no se pueda localizar al consumidor objeto de regularización y atendiendo al coste de su regularización, la comercializadora decidiese no regularizar estas cantidades. En este supuesto, habrá de darse el mismo tratamiento a casos similares. Para mayor claridad se refleja en la siguiente tabla el calendario de aplicación de esta nueva metodología: 27

28 TURISMO Y AGENDA DIGITAL ACTUACIÓN OBJETO MOMENTO OBSERVACIONES Real Decreto Orden del MINETUR, previo acuerdo del CDGAE Información al Consumidor Regularización al consumidor Establece la metodología de cálculo de los costes de comercialización, y el procedimiento de regularización. Mandato a una orden posterior que fije los valores de esa regularización, y los valores del período Fijará costes de comercialización de dos períodos: Período de regularización: desde 1 de abril de hasta el momento en que sea de aplicación esta orden. Período : Desde que sea de aplicación la orden en 2016 hasta el 31 de diciembre de De acuerdo con el RD se remitirá una carta informativa al consumidor informando sobre de regularización (cuantía, periodo ), y de la aprobación de una nueva metodología de cálculo de los costes de comercialización. El RD prevé que se realice una regularización de determinadas cantidades que se fijarán en una orden. Entrada en vigor RD: Día siguiente a su publicación en el BOE. Aplicabilidad de la nueva metodología: Desde que sea de aplicación la orden del MINETAD que se apruebe en aplicación del RD. Para poder adaptar los sistemas en la orden que se dicte se podría contemplar un período transitorio. Cuándo: Junto con la primera factura que se emita por el comercializador de referencia para regularizar desde que sea de aplicación la orden. En el plazo máximo de nueve meses desde que sea de aplicación la citada orden. Transitoriamente los costes de comercialización se mantienen en: 4 /kw/año A partir de que sea de aplicación la Orden las facturas que se emitan aplicarán los nuevos costes de comercialización de PRORRATEO

29 29

30 TURISMO Y AGENDA DIGITAL Como ya se ha citado, la metodología se completa con la obligación de empresas comercializadoras de referencia de llevar una contabilidad regulatoria que recoja la estructura aprobada mediante orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, a fin de que sea homogénea la información que deben remitir anualmente y que servirá de base para el cálculo cada tres años de los costes considerados. En este real decreto se contempla además con el objetivo de lograr mayor eficiencia en costes (en este caso, el coste asociado a la atención al cliente) se establece que a lo largo de 2017 las comercializadoras de referencia informen a los consumidores sobre la posibilidad de facturación electrónica. De esta forma, en la próxima revisión de los costes de comercialización para el período se incorporaría en su caso, esta ganancia de eficiencia. El consentimiento deberá recabarse de forma expresa en el caso de los consumidores que tengan tal condición de acuerdo con el artículo 63 del texto refundido de la Ley General para la Defensa de los Consumidores y Usuarios y otras leyes complementarias aprobado por Real Decreto Legislativo 1/2007, de 16 de noviembre. Análisis de los criterios considerados en la metodología. Una vez descrita la metodología, se analizan a continuación los criterios adoptados en la misma: En particular, se hace un análisis de los aspectos relativos a: a) Empresa eficiente y bien gestionada b) Costes incurridos por una comercializadora de referencia. c) Margen por el ejercicio de la actividad. d) Imputación a los consumidores en /kw y en /kwh. a) Empresa eficiente y bien gestionada En la metodología elaborada para el cálculo de los costes de comercialización a introducir en el precio voluntario para el pequeño consumidor se han introducido los principios de empresa eficiente y bien gestionada que la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en sus artículos 1 y 14.2 recoge, como pilares de la regulación sectorial, en relación con la actividad de las comercializadoras de referencia, atendiendo al carácter de la actividad que ejercen estas empresas y a las metodologías establecidas para fijar la retribución que se otorga a otro tipo de actividades, principalmente las actividades con retribución regulada que se ejercen en el sector eléctrico.

31 Tal y como se ha señalado con anterioridad, sobre los comercializadores de referencia recaen determinadas obligaciones de servicio público que conllevan el necesario establecimiento previo de la retribución que les corresponde por el ejercicio de la actividad sobre la base de un análisis de los costes que una empresa bien gestionada y adecuadamente equipada habría soportado.. Así se había establecido en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, y lo es ahora en el presente real decreto.. Estos principios de empresa eficiente y bien gestionada se han plasmado en la consideración de los datos de las tres empresas más eficientes y que supongan al menos un 40 por ciento de representatividad, expresada en términos de potencia contratada en el mercado (o un número superior de empresas hasta alcanzar ese porcentaje de representatividad en términos de potencia, de no alcanzarse). De esta forma se garantizará una representatividad del mercado medida mediante dos variables simultáneas: la selección de tres o más empresas y que representen un porcentaje del 40% o más en términos de potencia contratada. De otra forma, si se tuvieran en cuenta la totalidad de las empresas COR para considerar la media de los costes en lugar de la muestra que se ha señalado, no se estaría aplicando el principio de empresa eficiente y bien gestionada y aquéllas no tendrían ningún incentivo para lograr reducir sus costes en el tiempo. Por otra parte, en el caso de producirse ineficiencias se trasladarían directamente al consumidor. En sentido contrario, si se considerara exclusivamente los costes de la empresa más eficiente, se estaría siendo excesivamente exigente. Al mismo tiempo el porcentaje de representatividad del mercado considerado sería muy reducido. Igualmente sucedería de considerarse un porcentaje demasiado reducido de la potencia total contratada por los consumidores con las COR. En este caso se estaría siendo demasiado exigente sin garantizar una representatividad del mercado. Así, se ha considerado tomar los costes de las tres empresas más eficientes (de un total de cinco en 2013 y 2014, o de ocho para los años siguientes). Como condición adicional al criterio anterior debe asegurarse que éstas supongan una representación mínima del 40%. Por ello, el principio de empresa eficiente y bien gestionada considerado permite, al mismo tiempo, no ser demasiado exigente ni introducir un valor excesivamente bajo y, por otro, no hacer que las empresas obtengan beneficios incluso si no se trata de una gestión eficiente. El análisis detallado de los costes declarados por las empresas comercializadoras refleja una elevada disparidad de criterio en la imputación a centros de coste y, en consecuencia, unos valores de coste unitario por cliente muy diferentes en las 31

32 empresas, como reconoce la propia Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en su informe de 19 de mayo de Por añadidura, se aprecian dos circunstancias muy significativas en el colectivo de comercializadores de referencia: a) Por un lado, existe una disparidad muy elevada entre los costes fijos unitarios, incluso entre empresas de tamaños similares. b) Por otro lado, se observa cómo determinadas empresas han reducido fuertemente su número de clientes en el período El trasvase progresivo de los clientes acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor hacia el mercado liberalizado induciría a pensar que las empresas comercializadoras de referencia ajustan su tamaño y costes al número de clientes en cada momento. Sin embargo, se observan pautas totalmente contrarias en función de las comercializadoras. Unas empresas reducen de manera muy sustancial su coste unitario por cliente cuando otras los incrementan sin que esto pueda relacionarse con la pérdida de clientes. La reducción del coste unitario por cliente en algunas empresas pone de manifiesto ganancias de eficiencia muy significativas por parte de las mismas. Lo que permite reafirmar el criterio de empresa eficiente y bien gestionada considerado. Por otro lado, considerando la rápida evolución de la actividad de las comercializadoras de referencia (variación del número de clientes, de la energía vendida, etc.) y dada la posibilidad de mejora de eficiencia a lo largo del tiempo, se ha estimado oportuno considerar los dos últimos años de los que se disponga de información para la fijación en cada periodo de la retribución. De esta manera, se refleja de manera más fiel y cercana el periodo de tiempo que se pretende valorar (en lugar de los 5 años que considera la CNMC para su análisis). Esto último se realiza igualmente en otras metodologías aprobadas recientemente que regulan la retribución de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica. La consideración de un periodo mayor no permitiría reflejar de manera fiel la evolución de la actividad ni las posibilidades de mejoras de eficiencia que se reflejan en los datos. 32

33 b) Costes incurridos por una comercializadora de referencia Como se expone en el apartado de descripción de la metodología, ésta recoge una retribución por los costes de explotación en que incurre una empresa eficiente y bien gestionada y una retribución por el ejercicio de la actividad de comercialización de referencia propiamente dicha. Los costes recogidos son los relativos a contratación, facturación y cobro, atención al cliente y estructura, además de los costes correspondientes a la contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética y la Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOVP) propuestos por la CNMC en su informe de 19 de mayo de 2016 En la metodología que contempla el real decreto, para determinar la retribución de los costes de explotación a incluir en los costes de comercialización por costes fijos, se ha decidido partir de los costes declarados únicamente por las empresas comercializadoras de referencia (COR). Se ha optado por atender exclusivamente a este colectivo dado que sus integrantes son aquellas empresas cuyos costes reflejan las especificidades de esta actividad COR dentro de todo el colectivo de comercializadores. Se considera, además, que el colectivo de las COR no es estrictamente comparable con el de las comercializadoras libres, como se expone a continuación. Los comercializadores de referencia comercializan el PVPC, que es un producto básico, cuya finalidad es ser un contrato mínimo de garantía para los consumidores y, especialmente, para los consumidores vulnerables. Tanto sus condiciones como su forma de contratación son las establecidas en la normativa. Sin embargo, los comercializadores libres comercializan otros productos y servicios de valor añadido (por ejemplo diferentes ofertas, mantenimiento, seguros, otros productos, etc.). Por tanto, al ser la cartera de productos de los comercializadores libres más amplia y compleja, tiene necesariamente asociados unos mayores costes, al menos en determinadas partidas. Tal y como se desprende del análisis realizadoy del propio informe de la CNMC de 19 de mayo de 2016, para la mayoría de los centros de coste, el coste en el que han incurrido los comercializadores en mercado libre es superior al de los comercializadores de referencia de su mismo grupo empresarial. Sin perjuicio de lo anterior, es destacable que entre la información que las comercializadoras han aportado como respuesta al requerimiento realizado por la CNMC, se recogen propuestas de empresas COR como IBERDROLA CUR y EON 33

34 CUR, que plantean una metodología partiendo de los costes prudentemente incurridos por las comercializadoras de referencia, según figura en el anexo V del informe de mayo de 2016 de la CNMC. Todo lo anterior justifica que se haya optado por tomar como referencia los costes declarados por las empresas comercializadoras de referencia. c) Retribución por el ejercicio de la actividad. La retribución de las empresas comercializadoras debe cubrir, además de sus costes, un beneficio prudente por el ejercicio de su actividad. Este beneficio se establece como un margen sobre el producto que efectivamente están vendiendo, que es la energía eléctrica que gestionan en el mercado de producción de energía eléctrica como representantes de un colectivo de consumidores que no tienen la capacidad de acudir directamente al mercado por sí mismos. Por tanto, el margen debe ser sobre el coste de la energía en el mercado. Por otro lado, en relación al beneficio razonable, ha de estarse al nivel de riesgo de la actividad, al nivel de riesgo asumido por el prestador. Se entiende por riesgo un factor que podría reducir el beneficio esperado. Este riesgo depende del sector en cuestión, el tipo de servicio y las características de la actividad. Por las características ya definidas, la actividad de comercialización de referencia puede considerarse de bajo riesgo, y ello, entre otras, por las siguientes razones: - Se realiza la misma actividad de acuerdo con un marco y en unas condiciones claramente definidas en la norma, aplicando el precio voluntario para el pequeño consumidor que se calcula con referencia a los precios horarios del mercado. - El riesgo financiero se considera reducido al no realizarse inversiones de capital significativas, - El riesgo de mercado se considera reducido, al habérseles sido asignado un colectivo de clientes provenientes de las empresas distribuidoras sin necesidad de realizar esfuerzo de captación alguno. - Además, el producto ofrecido es único, básico y sin productos y servicios adicionales (a diferencia de otras actividades como la comercialización libre) y no genera incertidumbre para el ejercicio de la actividad. 34

35 Así, se propone un margen sobre ventas de energía (el único producto que efectivamente negocia) del 1,05 por ciento. Esta tasa equivale a un margen en el entorno del 10 % sobre costes de explotación fijos unitarios resultantes para las empresas seleccionadas de acuerdo con la metodología prevista en este real decreto, lo que resulta suficiente para una actividad de bajo riesgo como es la comercialización de referencia. Esta cifra puede extraerse considerando: - Un consumidor medio ponderado de 4,02 kw de potencia contratada y un consumo anual de kwh. - Un precio de mercado en el entorno de 53 /MWh incluyendo mercado diario e intradiario, servicios de ajuste e interrumpibilidad, que equivaldría para el consumidor medio a 29,7 por kw de potencia contratada y año. Aplicando la metodología, el margen reconocido sobre ventas estaría en el entorno de 0,31 por kw de potencia contratada y año. - Por último, los costes de explotación fijos que se cubrirían estarían en el entorno de 3,07 por kw de potencia contratada y año. d) Imputación del margen a los consumidores en una parte fija (en /kw) y otra variable (en /kwh). Como se ha expuesto anteriormente, los costes de explotación se han imputado de la siguiente forma: los costes fijos por kw contratado y los variables por kwh consumido. En consecuencia, el impacto en factura de los costes de comercialización en el PVPC será mayor para los consumidores de mayor tamaño que para los pequeños consumidores y los consumidores vulnerables.. Los costes fijos considerados son los relativos a contratación, facturación y cobro, atención al cliente, estructura, financiación asociada a la interposición de garantías en el mercado y abono de la Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOPV) en su componente fija. Éste último es un 1,5 por ciento de la facturación de los términos fijos. Por su parte, los costes de explotación variables considerados son el pago de la Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOVP) en su componente variable y la contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética. La posibilidad de imputar los costes fijos en un término en función de la potencia contratada se ha considerado la alternativa más adecuada frente a la opción de establecer además un término por cliente para cubrir parte de ellos. 35

36 A este respecto, cabe señalar que existen entre los costes de explotación aquellos que están claramente vinculados al tamaño del consumidor y, por tanto, a la potencia contratada, como son los asociados a la interposición de garantías (que se basan en una estimación de la energía, que puede ser obtenida a partir de la utilización de la potencia) o los costes fijos asociados a la Tasa de Ocupación de la Vía Pública (TOVP). Para el resto de costes fijos, podría encontrarse una vinculación tanto al número de clientes como a la potencia contratada de los mismos, en función de las diferentes casuísticas por tipo de consumidor. Sin embargo, hay que tener en cuenta que la actual estructura de peajes de acceso (y cargos para el autoconsumo) es binómica (término de potencia y término de energía). Por tanto, de acuerdo con la anterior, se considera la opción adecuada asignar los costes fijos en función de la potencia contratada que se integrará en el término fijo del PVPC. 2.2 DESCRIPCIÓN DE LA TRAMITACIÓN La propuesta de real decreto de referencia, ha sido elaborada a partir del Informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de 19 de mayo de forme_y_anexos.pdf Posteriormente, se ha tramitado de acuerdo con lo previsto en la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril del Consejo de Estado, y demás normativa de aplicación. En este apartado, se analiza el informe de 19 de mayo de 2016 de la Comisión, así como su ulterior informe de 14 de julio de 2016, emitido en relación con la propuesta de real decreto sometida a trámite de audiencia, y las alegaciones deducidas con ocasión del mismo, destacándose las diversas modificaciones que se han introducido como consecuencia de esta tramitación Propuesta recogida en el informe DE/033/14 de la CNMC de 19 de mayo de

37 Como se ha expuesto anteriormente, en virtud del mandato recogido en la disposición adicional octava del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, y al amparo de la función supervisora prevista en el artículo 5.1 y en el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, esta Comisión envió al Ministerio de Industria, Energía y Turismo el Informe sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario del pequeño consumidor y a tarifa de último recurso de gas, aprobado por su Sala de Supervisión Regulatoria el 19 de mayo de Para la determinación de los costes de explotación que deben ser reconocidos en el margen de comercialización, la CNMC realiza en su informe un análisis de los costes comunicados por todas las empresas comercializadoras del sector eléctrico y del sector gasista para los años 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014 (con datos estimados en parte del año), mediante la imputación de sus costes en varios centros de costes: Contratación Facturación y cobro Atención al cliente Costes de estructura Financieros Impuestos Captación y fidelización de clientes A la vista de la dispersión de la información, la CNMC opta por reflejar los datos tratados a partir de medianas sectoriales, comparando las actividades de las comercializadoras de referencia con las libres. La CNMC propone una retribución a partir de unos costes tipo, más un margen sobre ventas. La metodología prevista en este proyecto de real decreto ha sido elaborada a partir de la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y los datos aportados por ésta en su informe. Si bien la CNMC en su meritado informe optó por realizar una propuesta metodológica (que ha sido analizada en detalle y que se valora positivamente por la ardua labor de análisis realizada), el mandato asignado a dicho organismo en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, se circunscribía, a tenor de lo previsto en su disposición adicional octava, a realizar un informe sobre el margen comercial que corresponde aplicar a la actividad de comercialización de referencia para realizar el suministro de energía eléctrica a precio voluntario del pequeño consumidor y a tarifa de último recurso, donde se detallen cada uno de los costes de comercialización que incorpora. 37

38 Y ello a fin de conocer la estructura de los costes que pudiera servir de base para una metodología de fijación del margen de comercialización. Teniendo en cuenta lo anterior, la metodología regulada en esta propuesta de real decreto atiende al principio general preconizado por la CNMC de que los costes de comercialización a incluir en el PVPC deben incluir una retribución por los costes de explotación en los que incurren los comercializadores y una retribución por el ejercicio de su actividad. Asimismo, incorpora en gran medida la estructura de costes sugerida por la CNMC y su desglose en costes de naturaleza fija y variable, así como el periodo en el que deben revisarse sugerido por esa Comisión. Del mismo modo, la propuesta del Ministerio de Industria, Energía y Turismo sigue, en esencia, su metodología, separándose de la misma tan sólo en determinados criterios (así por ejemplo, en lo que atañe a la toma en consideración únicamente de los costes del colectivo COR, y no de las comercializadoras libres, a la utilización de los datos de las tres empresas más eficientes, y al valor de la retribución por el ejercicio de la actividad) por las razones que se han expuesto en el apartado de análisis jurídico, y por las que se recogen también en los apartados subsiguientes de esta memoria Informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de 14 de julio de 2016 (IPN/CNMC/017/16). El contenido del presente real decreto fue sometido a informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de acuerdo con lo establecido en los artículos 5.2, 5.3 y 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La CNMC sometió asimismo la propuesta a audiencia a través de su Consejo Consultivo de Electricidad, cuyas alegaciones envió de manera conjunta con el informe emitido sobre la propuesta. Consideraciones de la CNMC que han sido incorporadas al texto de la propuesta de real decreto Se han aceptado e incorporado al texto gran parte de las observaciones realizadas por la CNMC en su informe de 14 de julio de 2016, que se resumen a continuación. 1. A fin de garantizar la consistencia entre los cálculos de los costes a partir de las empresas más eficientes y la manera en que se imputan dichos costes al consumidor final (que en la propuesta remitida a informe fue con un término en 38

39 /kw y otro en /kwh), en la propuesta final, atendiendo al criterio manifestado por la CNMC, se calculan las medias utilizando la potencia contratada, es decir: Se calcula el coste medio por kw de cada empresa. Se seleccionan las tres más eficientes. Se calcula el coste por kw como media ponderada (siendo la potencia el factor de ponderación) de dichas empresas. 2. Por otro lado, en línea con las sugerencias de la CNMC, se han introducido entre los términos de la metodología de cálculo del PVPC los componentes variables correspondientes a la contribución al Fondo Nacional de Eficiencia y a la tasa de ocupación de la vía pública (TOVP) e. A tal fin, se ha incluido en el texto de la propuesta de real decreto la oportuna adaptación del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, Esta modificación resultará de aplicación desde la fecha de aplicación del nuevo real decreto, y para las regularizaciones desde 2014 a 2016 se aplicarán valores ya calculados, pues no resulta posible aplicar esta opción a pasado. 3. También se ha introducido, en línea con lo sugerido en el informe de la CNMC, la aplicación de un término fijo (en /kw) y otro variable (en /kwh) en la metodología para realizar las regularizaciones de , en lugar de un solo término fijo (en /kw), como constaba en la propuesta enviada a audiencia. 4. Asimismo, se han incorporado al real decreto las siguientes consideraciones de la CNMC: Se ha retrasado hasta el 30 de octubre del año que corresponda la fecha límite antes de la cual debe remitirse la información para la actualización de los componentes de los costes de comercialización para el siguiente período trianual. Se han introducido mejoras de redacción en la disposición transitoria segunda para la aplicación de regularizaciones a colectivos de tarifas de último recurso (TUR) y bono social. Se ha eliminado la obligación de que la CNMC abriese una cuenta específica para las regularizaciones del bono social, aprovechando así las existentes. Se ha revisado el procedimiento de envío de información sobre costes por parte de las empresas comercializadoras de referencia. Se ha introducido la obligación de informar al consumidor de los cambios acaecidos por este real decreto, y en particular, de las regularizaciones. 5. Además de lo anterior, se ha profundizado en la justificación y argumentación de la propuesta en la memoria de impacto que acompaña a la misma, y se proporciona un mayor detalle de los cálculos realizados. 39

40 Consideraciones de la CNMC que no han sido incorporadas al texto de la propuesta de real decreto Se recogen seguidamente las observaciones de la CNMC que no se han integrado en el texto de real decreto, y se motiva su no inclusión. Sobre el colectivo de comercializadoras consideradas en el cálculo de los costes de explotación La CNMC señala en su informe de 14 de julio de 2016 que en la Memoria remitida a audiencia no se motiva suficientemente la exclusión de los costes del resto de comercializadoras para la determinación de los costes unitarios, máxime teniendo en cuenta, por una parte, que en la actividad de comercialización se registran economías de escala y, por otra parte, el principio de no distorsión del mercado considerado en el artículo 17 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. También añade que, conforme al artículo 3.2 de la Directiva 2009/72/CE, las obligaciones de servicio público deberán definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables y garantizar a las empresas eléctricas de la Comunidad el acceso en igualdad de condiciones a los consumidores nacionales. Por todo lo anterior, la CNMC opina que en el establecimiento de los costes unitarios de comercialización empleados en el cálculo del margen se debería atender a los costes de todas las comercializadoras. Este ministerio considera que la mención en la Directiva al acceso en igualdad de condiciones a los consumidores nacionales debe entenderse referida al acceso al desarrollo de las actividades, en este caso, a la actividad de comercialización de referencia (COR). A este respecto, debe señalarse que el sector de los COR está definido de forma clara y transparente en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y en el Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, lo que permite a cualquier empresa que cumpla los requisitos y quiera desarrollar la actividad solicitar su designación como tal, no existiendo exclusión a priori de ninguna de ellas. Por consiguiente, no se comparte con la CNMC que esta mención en la Directiva signifique que todas las empresas deban incurrir en los mismos costes, ya que cada una tendrá unos u otros en función de las características propias de su actividad y de su situación. Por otra parte, como se ha indicado anteriormente, los COR ofrecen a sus clientes un contrato mínimo de garantías y un producto básico (el PVPC). Las comercializadoras libres ofrecen diferentes productos (precio fijo, variable, indexado, etc.) y servicios (seguros, mantenimientos, etc.) que, como se ha demostrado anteriormente, suponen, en la mayoría de los casos, unos mayores costes asociados. 40

41 Se considera que no resulta acertado tomar en consideración para definir los costes de las COR los costes de otro tipo de empresas (en este caso las comercializadoras libres) 9, en los que un COR no incurre. De hacerlo así se estaría incrementando de manera artificial el margen que pagan los consumidores acogidos al PVPC, lo que no estaría justificado en absoluto. De otro modo, se podría dar la paradoja, por ejemplo, de que el margen aumentara por el solo hecho de que las comercializadoras libres decidieran ofrecer multitud de nuevos productos con un coste asociado elevado, y ello pese que las COR continuaran realizando exactamente su misma actividad de venta del PVPC, lo que no tendría sentido. Por todo lo anterior, se entiende que incluir en el margen de la actividad de comercialización de referencia los costes adicionales en los que una COR pueda incurrir, y ello con el simple fin de igualar el margen de una comercializadora libre, no sería medida que pueda evitar distorsiones en el mercado. Al contrario, dicha medida podría implicar un aumento artificial del precio de aplicación a los consumidores en lugar de una mayor competencia que pudiera llevar a ajustar los precios (siendo lo cierto, por añadidura, que elevar de manera artificial el coste que pagan los consumidores, como se ha argumentado con anterioridad, vulnera los principios básicos de la Ley del Sector Eléctrico, uno de los cuales es que el suministro ha de producirse al menor coste posible). Sobre la empresa eficiente y bien gestionada La CNMC en el apartado 4.1 de su informe realiza una crítica sobre el criterio de empresa eficiente y bien gestionada contenido en la propuesta de real decreto. Además de abundar en los ya comentados argumentos sobre la existencia de economías de escala, la CNMC afirma que en la Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de las normas de la Unión Europea en materia de ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios económicos de interés general, se indica que, cuando no exista una remuneración de mercado, el importe de la compensación deberá calcularse sobre la base de un análisis de los costes que una empresa media del mismo sector, bien gestionada y dotada de medios materiales para poder satisfacer las exigencias del servicio público, habría soportado para ejecutar estas obligaciones, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un beneficio razonable por la ejecución de estas obligaciones. Asimismo, y en relación con el 9 En este sentido cabe señalar que, con la información disponible de la CNMC, no resulta viable discernir qué parte de los costes dados por las empresas en mercado libre corresponden estrictamente a la venta del producto PVPC (o análogo) y qué parte del coste dado estaría asociado a otros productos, servicios o actividades adicionales que realiza. Por tanto no pueden compararse los datos arrojados por ambos colectivos de empresas comercializadoras. 41

42 concepto de empresa bien gestionada, la citada Comunicación señala que, a falta de una definición oficial, los Estados miembros deben aplicar criterios objetivos que sean económicamente reconocibles como representativos de una gestión satisfactoria. Adicionalmente, la CNMC señala que el análisis y la comparación de las estructuras de costes deben tener en cuenta el tamaño de la empresa en cuestión y el hecho de que en determinados sectores pueden coexistir empresas con muy distintas estructuras de costes. En respuesta a estos comentarios contenidos en el informe de la CNMC, cabe señalar y reproducir alguno de los argumentos anteriores: - La propuesta de real decreto parte de suponer como sector de referencia al colectivo de los COR, dado que todos ellos realizan la misma actividad de acuerdo con el marco previsto en la norma, lo que supone un primer acercamiento a lo que es una gestión de este tipo. Considerar empresas comercializadoras en mercado libre podría suponer no reconocer tareas como las realizadas por los COR: asumir clientes en caso de traspaso, suministro a aquellos que no tienen contrato en mercado libre, suministro a consumidores acogidos a bono social. Es decir, la distinción entre estas actividades se refleja, en primer lugar, en que las COR tienen obligaciones previstas expresamente en la normativa y, en segundo lugar, en la propia estructura de los costes. Como se ha mencionado con anterioridad, la mayoría de los centros de costes incurridos por los comercializadores en mercado libre son superiores a los de los comercializadores de referencia de su mismo grupo empresarial, lo que implica que la mayoría de las actividades realizadas por ambos comercializadores (libres y de referencia) son diferentes. Resulta ilustrativo a estos efectos recalcar que a las principales COR les resultó asignado en su momento un colectivo de clientes provenientes de las empresas distribuidoras sin necesidad de realizar esfuerzo de captación alguno, lo que evita la realización de tareas de captación en este caso. - En cuanto a la consideración de costes, conviene recordar que en la propuesta sometida a trámite de audiencia para seleccionar a las empresas más eficientes se toman las medias de costes por cliente, y en la propuesta final se ha tenido en cuenta las medias por kw, como propone la CNMC. De esta manera, se logran establecer valores compartidos con cierta independencia del tamaño de las empresas, a lo que hay que añadir que, como se ha demostrado en apartados precedentes, no se puede afirmar que entre las COR se estén produciendo de manera clara economías de escala. - Como consecuencia de lo expuesto: 42

43 La metodología que se propone ha tomado como referencia, por tratarse esta actividad de un servicio económico de interés general (SIEG), el marco regulatorio resultante de la Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de las normas de la Unión Europea en materia de ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios de interés económico general (2012/C 8/02). No se considera que la propuesta sea contraria a los criterios planteados en la a referida Comunicación, máxime cuando ésta no expresa unos criterios taxativos, como así lo evidencia (tal y como recoge la CNMC en su informe) el empleo de frases como a falta de una definición oficial o los Estados miembros deben aplicar criterios objetivos que sean económicamente reconocibles como representativos de una gestión satisfactoria. Estas normas dan un amplio margen de apreciación en lo que respecta a la organización y financiación de lo que puede considerarse un SIEG. Así, permiten utilizar distintos métodos para asignar los costes. En todo caso, debe tratarse de una metodología basada en criterios objetivos y mensurables, sometidos a una evaluación transparente que, en este caso, será realizada por la CNMC y por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo. La propuesta de metodología establece un reconocimiento de los costes incurridos en el desarrollo de la actividad de los comercializadores de referencia, sin que pueda considerarse por ello contraria al marco comunitario. Los criterios de representatividad para la elección de las empresas (tres empresas cuando supongan una representatividad en términos de potencia contratada de al menos el 40%, o un número superior de empresas hasta alcanzar éste) permiten acercarse al criterio de empresa media. Las metodologías retributivas no deben consistir en un simple traspaso directo de costes, atendido que lo que se debe garantizar es que una empresa eficiente y bien gestionada tenga un beneficio razonable, pero no así que todas arrojen beneficios incluso si su gestión no eficiente. En otro caso, podría haber alguna empresa que tuviera una sobrecompensación. A lo anterior cabe añadir que: El modelo propuesto en el real decreto, de acuerdo con lo previsto en el artículo 1.1 y 14.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, así como en la Comunicación de la Comisión relativa a la aplicación de las normas de la Unión Europea en materia de ayudas estatales a las compensaciones concedidas por la prestación de servicios de interés económico general (2012/C 8/02), toman en consideración una empresa 43

44 eficiente y bien gestionada con el evidente propósito de evitar que el consumidor pague de más y, asimismo, de incentivar que exista un ajuste de las empresas hacia el coste reconocido. Sobre la consideración de economías de escala en el cálculo de los costes de comercialización. La CNMC en su informe de 14 julio de 2016 señala que cabe esperar que los costes unitarios de comercialización presenten economías de escala, y que en consecuencia, el reconocimiento de un coste de comercialización único basado en una empresa de tamaño medio, podría dar lugar a que no todas las comercializadoras de referencia recuperaran sus costes de explotación, aunque fueran empresas bien gestionadas. A la vista del análisis numérico de los datos disponibles, tal y como se ha explicado en el apartado de análisis jurídico, no puede compartirse tal afirmación. Con carácter general, los costes no presentan economías de escala. Así lo demuestra el hecho de que las empresas mayores no sean necesariamente las de menores costes unitarios y, viceversa, que las empresas menores no tengan necesariamente mayores costes unitarios. Sobre el periodo de datos considerado. Como reflejan los datos, se ha producido una rápida evolución en la actividad de las comercializadoras de referencia en cuanto a la variación del número de clientes, de la energía vendida, etc. Igualmente las variaciones de costes unitarios entre empresas indican las diferentes ganancias de productividad entre ellas. Ambos factores aconsejan tomar los dos últimos años de los que se disponga información para la fijación en cada periodo de la retribución. De esta manera se considera que se reflejará de manera más fiel y cercana el periodo de tiempo que se pretende valorar No se entiende justificado tomar medias de 5 años como indica la CNMC en su análisis ya que, a medida que nos alejáramos en el tiempo del momento actual los datos introducen una distorsión lo que hace que no se refleje adecuadamente la realidad. En todo caso, la metodología establece revisiones (anuales y trianuales según la naturaleza de los costes), de tal manera que se disponga de la información más certera y próxima a lo que se pretende medir en todo momento. 44

45 Sobre la no inclusión del coste de captación y retención de los clientes entre los costes de explotación que se consideran para determinar los costes de comercialización En relación con los costes de captación y retención de clientes, la CNMC plantea la conveniencia de valorar la procedencia de la incorporación de aquellos costes en los que incurre la comercializadora libre para captar y retener a sus clientes y en los que no incurre el COR por haberle sido transferidos sus clientes automáticamente, a efectos de asegurar la no distorsión del mercado. La definición dentro del concepto de costes de comercialización del coste de captación y retención de clientes deberá garantizar la no distorsión de la competencia. La CNMC recoge en su informe que En caso de incluir en el margen de comercialización del PVPC el coste de captación y retención de clientes, se propuso que fuera devuelto por los comercializadores de referencia, en la medida en que es un coste en el que no incurren. A este respecto, baste señalar que, como ya se recogió en la memoria de la norma sometida a audiencia, este Ministerio entiende que no procede la inclusión de dicho coste en el margen de la actividad de comercialización de referencia, ya que no corresponde a ningún concepto o tarea que esté incluida en la actividad de los COR (y así lo reconoce la propia CNMC en su propuesta, al postular que el ingreso en tal concepto se devuelva por los COR). La inclusión de este coste tendría un impacto negativo por los siguientes motivos, algunos ya apuntados anteriormente: Sería un coste por un servicio que no se está prestando. El precio voluntario para el pequeño consumidor pretende ser un producto básico, un contrato mínimo de garantía. Por ello, es preciso ser especialmente cuidadosos con los costes que incluye. No estaría en absoluto justificado que se cargara al consumidor con un coste por un servicio que no se le está prestando, siendo el propio consumidor quien activamente debe buscar el comercializador de referencia para que se le suministre con aplicación del PVPC. La propia CNMC recalcó en su propuesta inicial que las COR son pasivas y los consumidores acuden a ellas. Implicaría un aumento artificial del precio de aplicación exclusiva a los consumidores acogidos al PVPC frente al resto. Tampoco justifica la CNMC los motivos para que vaya a existir una mayor competencia y, en todo caso, esa supuesta mejora en la competencia no estaría basada en una eficiencia en los precios, pues se partiría de un precio elevado artificialmente a costa de un colectivo concreto de consumidores. A este respecto, cabe reiterar que el anterior margen de comercialización (denominación en el vigente Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo), establecido 45

46 en 4 /kw y año, no ha impedido el activo traspaso de consumidores desde el suministro de referencia (PVPC) al mercado libre. Así se muestra tanto en los gráficos de evolución del número de clientes contenidos en el apartado confidencial del epígrafe relativo a la empresa eficiente y bien gestionada, como en la información de la propia CNMC 10, según la cual el número de consumidores con derecho a acogerse al PVPC que son suministrados por un COR era de en enero de 2014 y en enero de 2016 ascendía a , habiéndose reducido, por tanto, en más de 2,5 millones de consumidores. Además, tampoco se encuentra justificación a la propuesta de la CNMC de que las COR devuelvan el ingreso del coste de captación, pues se estaría produciendo una discriminación de los consumidores PVPC frente al resto de consumidores. Esto es así porque, de seguir la propuesta de la CNMC, el esquema sería el siguiente: Se recaudaría el coste de captación a través de la facturación del PVPC a los consumidores a quienes este precio resultara de aplicación. Tras ello, la comercializadora COR lo declararía al sistema de liquidaciones de la CNMC. Para ello habría que definirlo en la normativa como un ingreso del sistema. La CNMC lo destinaría, como otros ingresos del sistema de liquidaciones, a cubrir los costes del sistema eléctrico. Esto implicaría que el colectivo PVPC estaría contribuyendo más que otros consumidores a dichos costes, o, lo que es lo mismo, que los otros consumidores se estarían beneficiando de esta aportación. Lo anterior implicaría una discriminación de los consumidores PVPC respecto a los demás consumidores de electricidad en cuanto a las aportaciones al sector eléctrico por un concepto que, además, no está previsto en la norma. Por otro lado, la CNMC hace referencia en el apartado 3.2 de su informe de 14 de julio de 2016 a estimaciones de márgenes brutos de las comercializadoras libres que estarían aplicando las comercializadoras para el consumidor doméstico con derecho a PVPC. Así el informe señala que Cabe concluir que el extremo inferior de las comercializadoras libres (30 /cliente) sería coherente con la propuesta de la CNMC de contemplar escenarios con tasas de switching elevadas y un margen sobre ventas reducido, a efectos de maximizar el impacto de la actualización del margen del PVPC 10 Boletín de Indicadores Eléctricos: Mayo-2014 y Mayo Apartado 4.1. [ 46

47 sobre la dinamización del mercado minorista, minimizando el impacto de la actualización sobre la factura de los consumidores con derecho a suministro de último recurso. Respecto al análisis recogido en este párrafo, además de reiterar lo ya manifestado con anterioridad, cabe señalar que no se justifica por la CNMC el vínculo entre la actualización del margen del PVPC y la dinamización del mercado, dado que esta actualización sería soportada únicamente por este colectivo de consumidores acogidos al PVPC, con el coste correspondiente. Sobre la determinación de las empresas más eficientes utilizando los costes totales (excepto los conceptos excluidos) versus la determinación del óptimo de cada uno de los centros de coste. Tal y como se ha reflejado en apartados previos de esta memoria, partiendo del coste total declarado por las empresas COR, se determinaron las partidas que no se tomarían en consideración por no ser exigibles a las labores de estas empresas o ser retribuibles por otras vías. Una vez obtenido el coste total de las COR, se obtiene el coste unitario (por cliente en la propuesta sometida a audiencia y por kw en la propuesta final, por recomendación de la CNMC) y se seleccionan las tres empresas más eficientes. Por tanto, se seleccionan a las tres empresas más eficientes en su conjunto, y no las tres empresas más eficientes en cada una de las tareas que de detallan en los centros de coste. La CNMC en su informe de 14 de julio de 2016 sobre la propuesta señala que: La metodología propuesta únicamente considera los costes de comercialización totales, en términos de /cliente, en la definición de empresa más eficiente. Tal y como se puso de manifiesto en el Informe sobre el margen, se considera que la eficiencia en costes se debe buscar por centro de coste, y no globalmente, utilizando la variable inductora del coste correspondiente. En consecuencia, la metodología de la propuesta de Real Decreto descarta la información de empresas que siendo más eficientes en algunos de los centros de coste, no lo son en términos totales, consecuencia de ser no tan eficientes en otras partidas. En respuesta a la CNMC es necesario apuntar que el motivo por el que no se analizó la información segmentada por cada uno de los centros de costes (CECOS) es que no existía contabilidad regulatoria. Este hecho ha llevado a que las empresas hayan imputado a posteriori los costes a cada uno de los CECOS propuestos por la CNMC en su petición de información (Anexo I del informe de 19 de mayo de 2016), pero de 47

48 manera inconsistente entre ellas. Como se ha mencionado anteriormente, la disparidad de imputación de costes de ciertas empresas, a pesar de tener tamaños similares, es muy elevada, lo que confirma el hecho de que no se aprecian economías de escala en la realización de la actividad. Esto fue puesto de manifiesto por la CNMC en su informe de 19 de mayo de 2016 y recogido en la memoria que acompañaba a la propuesta de norma. Por este motivo el propio real decreto contiene una propuesta de desarrollo de contabilidad regulatoria, de especial relevancia para garantizar la homogeneidad en la información reportada. Adicionalmente, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo no comparte la recomendación de la CNMC de que dicha selección deba hacerse no con los costes globales considerados, sino con cada uno de los centros de costes. Esta propuesta de la CNMC arrojaría costes totales más bajos, sin lugar a dudas, pero respondería a un criterio inconsistente, puesto que no habría ninguna empresa que respondiera a esos costes. No parece consistente que, por un lado, se proponga elevar artificialmente los costes de comercialización (bien reconociendo un coste de captación cuando las COR no realizan esta actividad, bien considerando a empresas que realizan otras actividades como las comercializadoras libres) aludiendo que así se crearía más espacio para la competencia y, al mismo tiempo, se sugiera reducir los costes de comercialización partiendo de una empresa artificial que tenga los costes más eficientes en todas y cada una de las partidas de coste, pero que no se asemeje a ninguna empresa realmente existente. Sobre la retribución por el ejercicio de la actividad de comercialización de referencia La CNMC argumenta que en el cálculo de la retribución de la actividad de COR (margen sobre ventas) debe considerarse que el margen sea sobre las ventas totales de las comercializadoras de referencia, que incluirían: peajes de acceso y cargos de aplicación a los consumidores de energía eléctrica, coste de adquisición de energía eléctrica en el mercado, otros componentes que soporta el comercializador como la tasa de ocupación de la vía pública (TOVP) o la contribución al fondo de eficiencia energética. Como ya se ha justificado en detalle en el apartado de análisis jurídico, el margen que debe retribuirse a las empresas por el ejercicio de su actividad debe serlo sobre el producto que efectivamente está vendiendo y no sobre los componentes regulados de 48

49 la facturación, que son los peajes de acceso y cargos, ni sobre otros costes como la TOVP y el Fondo Nacional de eficiencia energética, pues no se entiende razonable que la retribución de una actividad dependa de variaciones externas de otros parámetros que nada tienen que ver con sus costes. Así, se propone un margen sobre ventas de energía (el único producto que efectivamente negocia) del 1,05 por ciento. Esta tasa equivale actualmente a un margen en el entorno del 10 % sobre costes de explotación, lo que resulta suficiente para una actividad de bajo riesgo como es la comercialización de referencia. La CNMC proponía en su informe inicial un margen sobre ventas totales situado en una horquilla entre el 1 y el 3,5 por ciento. Teniendo en cuenta que las ventas totales son del orden de tres veces y media el coste de la energía que se negocia (para un consumidor medio ponderado), la CNMC estaría proponiendo un margen de entre el 3,5 y el 12 por ciento sobre ventas de energía y de entre el 35 y 120 por ciento sobre costes, lo que parecería, a todas luces, más que excesivo. Y más si cabe tratándose de una actividad de bajo riesgo, tal y como se ha indicado anteriormente. Por otra parte, se podría dar la paradoja de que, por ejemplo, una elevación de los impuestos (y, por tanto, de la facturación de las COR), lleve consigo que tenga que reconocérseles unos mayores costes de comercialización, cuando las actividades que realizan siguen siendo exactamente las mismas. Así sucedería también cuando una elevación de peajes (motivada, si fuera el caso, por mayores costes de las empresas distribuidoras, que son empresas diferentes pero que pertenecen al mismo grupo empresarial que las COR), que produciría un aumento de la facturación total, llevase consigo que tuviera que reconocérseles unos mayores costes de comercialización a las COR, pese a que las actividades que realizasen siguieran siendo exactamente las mismas. Por último, cabe señalar, respecto del análisis comparativo realizado por la CNMC acerca de los márgenes en otros países, que éste no recoge fielmente la situación de las empresas comercializadoras de referencia que se están considerando. En este sentido, basta señalar como ejemplo que se están comparando comercializadores de países como Reino Unido en los que aquéllos realizan únicamente actividades liberalizadas tanto de electricidad y de gas, lo que quiere decir que se están analizando los costes de comercialización que reciben por el ejercicio de su actividad en el mercado libre (e,incluso, por otros productos no eléctricos) y no por el ejercicio de la actividad de comercialización de referencia (actividad esta última que en muchos países de los analizados ya no se realiza). En todo caso, atendiendo a la observación de la CNMC en su informe de 14 de julio de 2016, que no cuestiona el margen fijado, se ha recogido una mayor justificación en el apartado correspondiente de esta memoria. 49

50 Sobre el reconocimiento de los costes asociados a la financiación del ciclo comercial. La CNMC considera insuficiente para su exclusión la justificación incluida en la Memoria que acompaña a la propuesta de real decreto sometida a audiencia. Sin embargo, la realización de cualquier actividad económica conlleva un decalaje entre los periodos de pago y cobro de las empresas (ciclo de tesorería). Esto es así tanto en cualquier actividad comercial propiamente dicha de compra-venta de un bien o servicio, como en el resto de ámbitos de las actividades (abono de salarios a los trabajadores a mes vencido, contribuciones a la seguridad social, pagos fiscales). En este sentido, cumple recordar, por constituir un término de comparación válido, que a las empresas del sector eléctrico con retribución regulada, no se les reconoce un coste financiero por la eventual demora que, dentro del mismo ejercicio, puedan padecer en la percepción de sus retribuciones cuando existan desviaciones transitorias entre los ingresos y costes del sistema, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 19.3 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y ello en términos que han sido confirmados por la reciente sentencia de la Sección Tercera de la Sala de lo Contencioso-Administrativo del Tribunal Supremo de 11 de julio de 2016, recaída en el recurso 157/2014. El reconocimiento de dicho coste financiero a los comercializadores de referencia comportaría una evidente desigualdad de trato para la que no se aprecia justificación bastante. Y eso, especialmente, si se tiene en cuenta que el decalaje del ciclo de cobros y pagos en esta actividad es inferior a un mes (con tendencia a reducirse todavía más a medida que se vayan desplegando los contadores inteligentes), es decir un periodo temporal considerablemente más reducido que los plazos habituales de los ciclos comerciales antedichos y que las eventuales demoras por desviaciones transitorias a que se ha hecho referencia. Todo lo expuesto hace que no se considere procedente ni necesario reconocer este coste dentro de los costes de comercialización Trámite de audiencia. El Ministerio de Industria, Energía y Turismo de conformidad con el artículo 24 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, ha realizado trámite de audiencia mediante publicación del siguiente anuncio en el B.O.E.: 50

51 En el trámite de audiencia realizado por el ministerio proponente se han recibido alegaciones de: ASEME, CIDE HC Energía CHC COR, ENDESA, EDP, GAS NATURAL FENOSA, IBERDROLA, UNESA y VIESGO. Además de estas observaciones recibidas en el Ministerio también se han analizado las alegaciones que se presentaron en el Consejo Consultivo de Electricidad de la CNMC: ACIE, ASEME, GENERALITAT DE CATALUÑA, CONSEJO DE CONSUMIDORES Y USUARIOS, EDP, ENDESA, GAS NATURAL FENOSA, IBERDROLA, GOBIERNO VASCO, REE, JUNTA DE ANDALUCIA y UNESA Respecto a las alegaciones presentadas por los sujetos durante el trámite de audiencia, se han incorporado a la propuesta de real decreto del siguiente modo: - En línea con las observaciones que solicitaban un periodo de adaptación de los sistemas de facturación, se ha introducido la necesaria aprobación de una orden del Ministro, en la que se fijen los valores de los costes de comercialización, como período hasta que sea de aplicación el real decreto. Además, para la aplicación de la regularización en las correspondientes facturas se otorga un plazo de nueve meses. - Se ha completado tanto el contenido del real decreto como el detalle de la memoria de análisis de impacto con la procedencia de los datos para la realización de los cálculos de los diferentes componentes, así como con información de los resultados obtenidos. Todo ello, con el fin de contribuir a una mayor transparencia y para dar respuesta a las alegaciones en este sentido deducidas. - Además de lo anterior, se han aceptado sugerencias del Consejo de Consumidores y Usuarios y de EVE relativas a los aspectos de información al consumidor sobre las regularizaciones y aplicación de este real decreto. A tal fin, se ha incluido un modelo de comunicación a los consumidores, y se prevé que las regularizaciones se realicen especificando de manera expresa en la factura este hecho. Respecto de las restantes observaciones, cabe señalar lo siguiente: - Con relación a las alegaciones que proponen establecer una remuneración a los comercializadores de referencia en función de sus costes reales, teniendo en cuenta sus particularidades, o establecer tramos de costes, cabe remitirse a lo ya argumentado con anterioridad a este respecto. En concreto, cabe señalar que se han observado pautas totalmente contrarias en función de las comercializadoras. Unas reducen de manera muy sustancial su coste unitario por cliente, cuando otras lo incrementan significativamente. La reducción significativa del coste unitario por cliente en algunas empresas pone de manifiesto 51

52 ganancias de eficiencia muy significativas por parte de las mismas. Existe por tanto la posibilidad de fuertes ganancias de eficiencia. Las diferencias en los niveles de eficiencia de las empresas comercializadoras de referencia en el ejercicio de esta actividad aconsejan la fijación de un estándar a partir de las empresas más eficientes de entre el conjunto de ellas. - En relación con las observaciones relativas a la insuficiencia de los costes de comercialización derivado de la propuesta de metodología para cubrir los costes, cabe reiterar los argumentos expresados en el apartado En particular, cabe recordar que, atendiendo al carácter de la actividad que ejercen las comercializadoras de referencia y a otras metodologías que se establecen para fijar la retribución que se otorga a otro tipo de actividades, principalmente las actividades con retribución regulada que se ejercen en el sector eléctrico, la metodología de este real decreto introduce los principios de empresa eficiente y bien gestionada ya previstos en las disposiciones antes mencionadas. En la introducción de dichos principios se ha tenido en cuenta lo ya señalado respecto a la elevada disparidad de costes unitarios por cliente y a la evolución que se aprecia en algunas empresas comercializadoras de referencia a lo largo de los últimos años, donde lejos de introducir mejoras de eficiencia, se observan incrementos de los costes unitarios. Además, se ha partido de los costes declarados por las empresas COR para determinar la retribución de los costes de explotación a incluir en los costes de comercialización por costes fijos. Se elige este colectivo dado que son aquellas cuyos costes reflejan las especificidades dentro de todo el colectivo de comercializadores. En este sentido debe reiterarse lo ya dicho en apartados anteriores de esta memoria, en particular, que el PVPC es un producto básico, cuya finalidad es ser un contrato mínimo de garantía para los consumidores, y especialmente para los consumidores vulnerables. Tanto sus condiciones como su forma de contratación son las establecidas en la normativa. Por tanto, partiendo del coste total declarado por las empresas COR, se determina qué partidas no se considerarán por no ser exigibles a las labores de estas empresas o por ser retribuibles por otras vías, de acuerdo con lo explicado en apartados anteriores de esta memoria. Por otro lado, en relación con el beneficio razonable, ha de estarse, según la Comunicación de la Comisión Europea, al nivel de riesgo de la actividad, es decir, al 52

53 nivel de riesgo asumido por el prestador. Se entiende por riesgo un factor que podría reducir el beneficio esperado. Este riesgo depende del sector en cuestión, del tipo de servicio y de las características de la compensación. Por las características ya definidas, la actividad de comercialización de referencia puede considerarse de bajo riesgo. Así, el colectivo de los COR realiza la misma actividad de acuerdo con un marco y en unas condiciones claramente definidas en la norma, aplicando el precio voluntario para el pequeño consumidor que se calcula con referencia a los precios horarios del mercado. - En relación con las alegaciones que pretenden la inclusión de todos los conceptos de facturación, incluidos peajes y cargos, en la definición de ventas para la determinación de la retribución unitaria (como % sobre ventas), cabe observar lo ya justificado a este respecto en el anterior apartado de esta memoria en cuanto al contenido del informe de la CNMC sobre dicho particular. En conclusión, no parece adecuado que las empresas comercializadoras de referencia obtengan un margen sobre los componentes regulados de la facturación que son los peajes de acceso y cargos, o la TOVP y el Fondo Nacional de Eficiencia Energética, dado que: No resulta coherente que, por el hecho de que haya revisiones al alza o a la baja de los precios establecidos en la normativa para los peajes de acceso a las redes o los cargos, las comercializadoras cobren más o menos por ello porque su retribución sobre ventas esté vinculada a estos conceptos. Tampoco parece razonable, e incluso se considera que podría ser contrario a la normativa comunitaria, que los ingresos de las comercializadoras dependan de la retribución de otras actividades del sector eléctrico que se sufraga con cargo a peajes de acceso o cargos, como sería la actividad de redes de distribución. Esto nos llevaría a una financiación cruzada de actividades. - En relación con las alegaciones que hacen referencia a la diferencia entre los resultados obtenidos por la CNMC para el valor de los costes de comercialización y a los que resultan de la propuesta del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, cabe señalar que no pueden aceptarse. Como se viene justificando la propuesta de real decreto se basa en una definición de empresa eficiente y bien gestionada para el colectivo de los COR, y a partir de esto la obtención de los términos de los costes de comercialización se ha realizado de acuerdo con la estructura de costes propuesta y los datos aportados por la propia CNMC, de forma trasparente. Respecto a las cuestiones que se refieren a los costes considerados en la metodología, o al reparto entre un término fijo y variable, cabe remitirse a lo ya 53

54 expuesto a este respecto en el apartado de las observaciones planteadas por la CNMC. - Sobre la no inclusión del coste de atención presencial entre los costes de explotación a considerar para la fijación de los costes de comercialización. A este respecto cabe señalar que no se ha demostrado que las oficinas de atención presencial sean exclusivas de la actividad COR. Antes al contrario, las empresas previsiblemente atienden en puntos presenciales tanto en la actividad en mercado libre como en la actividad COR, lo que impide diferenciar ambas actividades 11. Por tanto, reconocer el canal presencial conforme a los datos reportados sería retribuir a otra actividad. La CNMC señala en su informe que, estando de acuerdo con la exclusión del coste de atención al cliente en oficinas, se considera necesario indicar que, previsiblemente, sería esperable un incremento del resto de costes de atención al cliente en caso de no suponer la existencia de las mismas, ya que los clientes atendidos en oficinas pasaran a ser atendidos mediante otros medios. En la propuesta de la CNMC no se estima este impacto, ya que en el cálculo del coste de atención al cliente se tiene en cuenta el coste declarado por todas las comercializadoras, que, con carácter general, no disponen de oficinas para la atención presencial. En cuanto a efecto sustitución por otros canales, no parece adecuado estimarlo ya que: Si se produce esta sustitución de canales de atención al cliente, este efecto será captado automáticamente en la revisión que se realizará de acuerdo con la metodología. No parece oportuno estimar efectos ya que sería cambiar la metodología que se basa en análisis de costes reales y no en predicción. - En cuanto a las observaciones que proponen imputar la regularización al superávit del sector eléctrico, no pueden aceptarse. Tal y como se establece en el artículo 19.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, Los superávit de 11 La CNC ha resuelto algún expediente sobre la atención presencial de las comercializadoras (Expte. S/0234/10) en el que manifestaba: Con respecto a la actividad de comercialización de energía eléctrica no cabe esperar un deterioro de la competencia derivado de esta nueva forma de comercializar la energía eléctrica. Podría incluso conllevar una reducción en los costes de la actividad que facilitase la expansión de las redes de comercialización, intensificando la competencia entre comercializadoras eléctricas. 54

55 ingresos que pudieran resultar de las liquidaciones del sistema eléctrico en cada ejercicio serán considerados ingresos liquidables del sistema del ejercicio en curso. Siempre que existan desajustes de años anteriores estos ingresos se destinarán a la reducción de las cantidades pendientes de devolución correspondientes a los mismos. Por tanto, al no darse los supuestos contemplados en la referida ley, no cabe la consideración a las alegaciones recibidas de agentes del mercado que sugerían que el superávit generado se destinase al pago de las regularizaciones derivadas del nuevo componente del PVPC costes de comercialización obtenido. - Finalmente, las alegaciones que sugieren considerar como retribución de la actividad de comercialización los previstos en Reino Unido o en otros países de Europa, no pueden ser atendidas dado que en muchos casos se refieren a los márgenes que reciben por el ejercicio de su actividad en el mercado libre, y no por el ejercicio de la actividad de comercialización de referencia (actividad esta última que en muchos países ya no se realiza) Informe 24.2 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, de la Secretaria General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo. Con fecha 19 de septiembre de 2016, la Secretaría General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, ha emitido informe preceptivo de conformidad con el artículo 24.2 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno. Este centro directivo informa favorablemente por ajustarse, en su conjunto, a la legalidad, y tener el rango normativo adecuado. No obstante, formula una serie de observaciones al proyecto, las cuales se han tenido en cuenta en su mayoría y se han introducido en el proyecto y la correspondiente memoria del real decreto. Destaca la observación que se ha atendido, relativa a la naturaleza del proyecto de real decreto remitido para informe, el cual a juicio de la Secretaría General Técnica, tiene una naturaleza mixta, puesto que, además de la parte normativa que regula la metodología de cálculo, también incluye actos de aplicación de la nueva metodología para efectuar los cálculos a futuro y la regularización desde el 1 de abril de 2014 hasta la fecha de entrada en vigor (disposición adicional primera y segunda y disposiciones transitorias primera y segunda, partes 1 y 2 del anexo I y anexo II). Parece que estos actos de aplicación, como no constituyen regulación de la nueva metodología, podrían segregarse de la norma proyectada ya que no forman parte de su objeto y no tienen naturaleza normativa, aprobándose mediante orden del Ministro, previo acuerdo de la CDGAE (artículo 17.4 LSE), inmediatamente después de la publicación del real decreto proyectado para dar cumplimiento a las referidas sentencias del Tribunal Supremo Dictamen del Consejo de Estado. 55

56 Es preceptivo el dictamen de la Comisión Permanente del Consejo de Estado, por cuanto el proyecto de real decreto de referencia es una disposición reglamentaria de carácter general que se dicta en ejecución y desarrollo de las disposiciones legales indicadas, según lo establecido en el artículo 22.3 de la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, del Consejo de Estado. Con fecha 20 de octubre de 2016 el Consejo de Estado ha remitido el dictamen núm.844/2016, en relación al proyecto de real decreto por el que se establece la metodología para el cálculo de los costes de comercialización de las comercializadoras de referencia a incluir en el precio voluntario para el pequeño consumidor. Tras analizar el contenido del proyecto, la tramitación seguida en su elaboración y el expediente normativo resultante, el Consejo de Estado se refiere a las solicitudes de audiencia recibidas y a los escritos de alegaciones presentadas por UNESA, Gas Natural SDG, S.A, Endesa S.A, e Iberdrola S.A. A la vista de tales antecedentes realiza una serie de consideraciones relativas al contexto en que se desarrolla la norma y a la tramitación que ha seguido la misma con una especial mención a la confidencialidad reconocida a determinados documentos incorporados en el expediente, sobre los que no le merecen ninguna objeción. Estima además, el Consejo de Estado que la disposición proyectada puede aprobarse por un Gobierno en funciones. A juicio del máximo órgano consultivo del Gobierno el proyecto de real decreto es conforme al orden constitucional de distribución de competencias, y su fundamento se encuentra en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, artículos 17, 20 y disposición final cuarta.1, teniendo la norma proyectada el rango adecuado. El Consejo de Estado realiza una valoración global del texto, sin perjuicio de una reflexión preliminar desde la perspectiva de la técnica normativa. En particular, recomienda revaluar integrar el texto como una modificación del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, o como un nuevo real decreto que incorpore su regulación y la proyectada. El Consejo subraya que el informe de dicho organismo [la CNMC] sobre el texto en curso, si bien constatada el desvío sustancial frente a planteamientos contenidos en su anterior informe sobre el margen comercial, más que oponerse al contenido del proyecto lo considera escasamente motivado. Como consecuencia de ello, la memoria del análisis de impacto normativo ha sido ampliada para exponer los argumentos en los que dicho contenido se asienta. Seguidamente, expone el referido órgano consultivo que la vertiente marcadamente técnica, en la que los razonamientos económicos que conducen a optar por uno u otro criterio se traducen en fórmulas matemáticas, no permite orillar que lo que está en juego es la satisfacción de los principios de suficiencia de ingresos, aditividad y no distorsión de la competencia en el mercado, cuya observancia exige el artículo 17.1 de la LSE en la fijación de los PVPC. A la hora de evaluar la regulación proyectada a la luz de los principios enumerados, no caben juicios apriorísticos, como el que pudiera llevar a rechazar la metodología proyectada por el solo hecho de arrojar unos valores que se aproximen al fijado en la 56

57 disposición adicional octava, apartado 2, del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, esto es, 4 euros kw y año. El propio Tribunal Supremo en su sentencia de 3 de noviembre, apunta el Consejo de Estado, no entró a valorar la suficiencia o insuficiencia del valor que se venia aplicando en virtud del apartado anulado. Tampoco resulta concluyente [para el órgano consultivo] a tales efectos el criterio expresado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en su informe sobre el margen comercial de 19 de mayo de 2016, en el que abogaba por la revisión del valor de 4 euros/kw y año, invariado desde 2009, al estimarse insuficiente para cubrir los costes de explotación de las COR. Sin duda, esta opinión cualificada por la autoridad de quien la emite, obliga a extremar las cautelas en la comprobación de las decisiones que refleja el proyecto, pero no conduce necesariamente a rechazarlas, toda vez que, como se infiere de los pronunciamientos del Tribunal Supremo, para ponderar la conformidad del texto analizado con la legislación de cobertura debe atenderse a la idoneidad de la metodología diseñada para calcular los costes de comercialización y no exclusivamente a la cifra que ofrezca como resultado. A ello hay que añadir que el referido juicio sobre la suficiencia del valor de 4 euros/kw y año no ha sido reiterado en el informe del organismo supervisor de 14 de julio de 2016, que es el concretamente referido al proyecto analizado, sin perjuicio de las discrepancias que con el mismo se exponen. Dicho lo anterior el Consejo de Estado realiza una valoración sobre la aplicación del principio de eficiencia, la identificación de las partidas que integran los costes de explotación de las COR, la retribución por la comercialización de referencia, el mecanismo de regularización, concluyendo: No cabe objetar la decisión de fijar los costes unitarios a partir de las tres COR más eficientes, (que siempre que supongan, como mínimo el 40 % de representatividad del mercado) decisión que encuentra sustento en el reconocimiento del principio de eficiencia como uno de los pilares de la regulación sectorial con arreglo a los artículos 1.1 y 14.2 de la LSE. Entiende el órgano consultivo que a futuro es de esperar que la contabilidad regulatoria aproxime los costes de las COR, lo que restará importancia al criterio seguido. En cuanto a la retribución por la comercializadora de referencia, el Consejo de Estado no objeta de su cálculo atendiendo a las explicaciones de la memoria del análisis de impacto normativo, y la estima adecuada para una actividad de bajo riesgo. Respecto al mecanismo de regularización distinto a que serlo con cargo al superávit del sistema eléctrico, considera adecuada la propuesta, ya que no se dan los presupuestos del artículo 19 de la LSE para imputarlo al mismo. En definitiva el Consejo de Estado, expresa un juicio global del texto, sin perjuicio de que se replantee el proyecto por razones de técnica normativa e introducir las mejoras identificadas en su metodología. Asimismo, recoge distintas observaciones que se detallan seguidamente. 57

58 En primer lugar, cabe subrayar que el Consejo de Estado hace referencia en su dictamen (página 33) a que el esfuerzo explicativo realizado en la memoria resulta fundamental para entender los términos en los que el debate ha sido planteado y la solución por la que se opta. En cuanto a las observaciones de carácter general contenidas en el dictamen, el Consejo de Estado señala que, si bien el proyecto elevado a ese organismo estaba configurado como una nueva disposición, en aras de reducir la dispersión normativa resulta a su juicio oportuno tratar el mismo como un proyecto de modificación del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo. A la vista de esta observación, se ha procedido a adaptar la propuesta de texto, dando como resultado un real decreto en cuyo articulado recoge la modificación del propio Real Decreto 216/2014, y que tiene además varias disposiciones adicionales y transitorias que permiten su aplicación. En cuanto a la metodología de determinación del margen comercial, el Consejo de Estado considera adecuados los criterios contenidos en el real decreto sobre la determinación de los costes a partir de las empresas más eficientes, afirmando que no cabe objetar la decisión de fijar los costes unitarios a partir de las tres COR más eficientes decisión que encuentra su sustento en el reconocimiento del principio de eficiencia como uno de los pilares de la regulación sectorial con arreglo a los artículo 1.1 y 14.2 de la LSE. No obstante lo anterior, con respecto a los costes de atención al cliente mediante el canal presencial, el Consejo de Estado considera procedente su incorporación, más allá de si tal atención es o no obligatoria, señalando que este canal resulta de mucha utilidad para un determinado perfil de consumidores, en particular para los vulnerables, siendo así que, de no incluirse esta partida, es previsible que las empresas supriman el canal presencial. No se ha considerado adecuado incorporar esta observación (que, en todo caso, revestiría caracteres de juicio de oportunidad, que no de legalidad) por los siguientes motivos: Inexistencia de obligación legal de disponer de canal presencial: El artículo 46 de la Ley 24/2013, del 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, al hacer relación de las obligaciones de las comercializadoras, se refiere entre ellas a la de disponer de un servicio de atención a las quejas, reclamaciones e incidencias en relación al servicio contratado u ofertado, así como para dar respuesta a las solicitudes de información sobre los aspectos relativos a la contratación y suministro o comunicaciones. Sin embargo, establece claramente que esta obligación habrá de cumplirse, poniendo a su disposición una dirección postal, un servicio de atención telefónica y un número de teléfono, ambos gratuitos, y un número de 58

59 fax o una dirección de correo electrónico al que los clientes puedan dirigirse directamente. Esta obligación de disponer de un canal de comunicación electrónica también se impone en la Ley 56/2007, de 28 de diciembre, de Medidas de Impulso de la Sociedad de la Información. Por tanto, no existe normativa de carácter estatal en la que se imponga a las comercializadoras la obligación de disponer para sus clientes de un canal presencial. Desde esta perspectiva, teniendo presente que, la metodología desarrollada toma en consideración, para los diversos conceptos de coste, los de carácter obligatorio en que se incurre en la prestación del servicio, no se ha considerado procedente incorporar los ocasionados por el canal presencial, toda vez que ello comportaría una evidente incoherencia con el criterio seguido en relación con otros costes. Posicionamiento de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia: El informe de 19 de mayo de 2016 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, pone en duda que dicho coste haya de ser considerado al no ser obligatorio, recogiendo en su página 25 que: En consecuencia, se considera que el coste de atención al cliente debiera incluir los costes necesarios para atender consultas, quejas y reclamaciones mediante los canales telefónico, postal o internet. Respecto del coste derivado de la atención al cliente en las oficinas comerciales cabría plantearse su inclusión en el coste de atención al cliente en la medida en que no se impone la obligación a las empresas comercializadoras No se ha aportado información justificada que señale que una atención por vía telefónica, postal o telemática sea de menor calidad que la atención presencial, por lo que no se considera adecuado presuponer a priori una peor calidad en la atención por las otras vías que se ofrecen. Ha de tenerse en cuenta que no existen oficinas de atención presencial en todas las localidades, de ahí que disponer de un teléfono de atención al cliente gratuito se considere por la regulación del sector eléctrico, tanto nacional como comunitaria, como la fórmulaa idónea para garantizar la mayor protección al consumidor. 59

60 Reducción de la brecha digital. Finalmente, como se puede observar en el último informe anual de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Informe Económico Sectorial de las Telecomunicaciones y el Audiovisual 2016 en España se ha reducido la brecha digital en los últimos años. Este hecho, unido a que, a día de hoy, la vía telefónica se encuentre disponible en la totalidad de los hogares españoles y que, alternativamente, existan la vía postal y la telemática, constituye un argumento añadido para no incorporar los costes del canal presencial. En todo caso, cumple destacar que se han incorporado diversas observaciones formuladas por el Consejo de Estado, entre las que se destacan: La matización realizada en relación con los otros costes debidos a medidas regulatorias, respecto a los cuales se señala que no parecería pertinente considerar aquellos que se deriven de normas que no sean de aplicación en todo el territorio español. Precisiones en lo que al régimen de regularización se refiere, en especial la relativa al contenido de los modelos de carta informativa del anexo. Diversas correcciones lingüísticas y de técnica normativa, en especial la mención a la Tasa de Ocupación de la Vía Pública. 3. ANÁLISIS DE IMPACTOS 3.1 ADECUACIÓN DE LA NORMA AL ORDEN DE DISTRIBUCION DE COMPETENCIAS El artículo ª y 25ª de la Constitución que atribuyen al Estado la competencia exclusiva en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, y bases del régimen minero y energético. Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, tiene por objeto establecer la regulación del sector eléctrico con la finalidad de garantizar el suministro de energía eléctrica, y de adecuarlo a las necesidades de los consumidores en términos de seguridad, calidad, eficiencia, objetividad, transparencia y al mínimo coste. En su artículo 17, establece que el Gobierno establecerá la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor y de las tarifas de último recurso. 60

61 Por tanto, el presente real decreto, que se dicta en desarrollo de esta ley, se adecua al orden competencial establecido en la Constitución y la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. 3.2 IMPACTO ECONÓMICO Y PRESUPUESTARIO El impacto económico de la norma puede estimarse tanto para el consumidor a quien le resulta de aplicación el precio voluntario para el pequeño consumidor como para las comercializadoras de referencia. A este respecto, ha de señalarse que será con la Orden del Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital, previo acuerdo de la Delegada del Gobierno de Asuntos Económicos, donde se fijen los valores que resulten de aplicación de esta metodología, donde se podrá valorar con mayor precisión el impacto económico de esta metodología. Ello es así, porque atendiendo al momento en que sea de aplicación la referida orden se precisarán el impacto de las regularizaciones y del nuevo período Impacto en los consumidores en el periodo Para estimar el impacto económico en los consumidores, se ha procedido a calcular los valores del margen y a calcular su impacto en la facturación final en el periodo , de acuerdo a lo que se indica a continuación: a) Cálculo de los costes de comercialización a incluir en el PVPC para el periodo a.1) Componente fijo de los costes de comercialización (CCF) El componente fijo de los costes de comercialización, CCF, es igual a la retribución total por costes de explotación fijos (RTCEF), que se compone de los siguientes términos: la retribución por costes de explotación fijos (RCEF); la retribución por componente fijo de la tasa de ocupación de la vía pública (RCFtovp). la retribución de retribución por otros costes de naturaleza fija debidos a medidas regulatorias (RMRf). La retribución por costes de explotación fijos (RCEF) para el periodo se ha calculado a partir de los costes declarados por las COR para los años 2013 y

62 (considerados los más adecuados por ser los años más recientes para los que se dispone de datos). Los costes unitarios ( /potencia) para los años 2013 y 2014 de las cinco empresas COR que ejercieron la actividad en esos dos años resultarían: El coste unitario de las tres empresas que arrojan un coste unitario menor ponderado por la contribución en potencia de cada una de ellas, da lugar a la retribución por costes de explotación fijos siguiente: RCEF = 3,066 /kw En cuanto a los otros componentes de la retribución total por costes de explotación fijos: la retribución por otros costes de naturaleza fija debidos a medidas regulatorias (RMRf) tomará el valor de cero dado que no existen costes de esta naturaleza en este periodo; y la retribución por componente fijo de la tasa de ocupación de la vía pública será calculada de acuerdo con la fórmula de cálculo establecida en el artículo 6.1.b) del real decreto a partir de la retribución total por costes de explotación fijos para los años 2014, 2015 y 2016, estimándose que tomará un valor de 0,047 /kw. A partir de aquí, el término fijo de los costes de comercialización (CCF) igual a la retribución total por costes de explotación fijos (RTCEF) se calculará como suma de los términos anteriores: retribución por costes de explotación fijos, retribución por otros costes de naturaleza fija debidos a medidas regulatorias y retribución por componente fijo de la tasa de ocupación de la vía pública, con un valor de: CCF= RTCEF = 3,113 /kw a.2) Componente variable de los costes de comercialización (CCVh) Esta componente integra: la retribución por la actividad de comercialización de referencia (Runitariah). la retribución por costes de explotación variables (RCEVh); a.2.1) Cálculo de la retribución unitaria (Runitaria h): En cuanto al precio de la energía único a incluir en la retribución unitaria, para los años 2014 y 2015 se calcularán a partir de los valores de los componentes del precio anual de la energía obtenido a partir de la información publicada por la CNMC Resultados del Mercado de Producción de Energía Eléctrica para la categoría de los COR para cada uno de dichos años. 62

63 Periodo Energía final MWh Mercado diario /MWh Mercado intradiario /MWh Restricciones /MWh Procesos OS /MWh Coste s.interrrump ibilidad TOTAL SIN PAGOS CAPACIDAD ni OS- OM ( /MWh) ,357 51,76 0,01 2,95 1,36 1,91 57, ,554 42,68 0,02 3,74 2,06 48,50 Para el año 2016, considerando que 2016 es el primer año del periodo trianual aplicación de la metodología, el precio único se calcula según el real decreto como promedio ponderado de los precios de 2014 y 2015 (que son los dos años anteriores) con las energías correspondientes a los COR en cada uno de esos años que son: Periodo Energía final MWh TOTAL SIN PAGOS CAPACIDAD ni OS- OM ( /MWh) ,357 57, ,554 48,50 El precio ponderado resultante para 2016 será el siguiente: PRECIO PARA % SOBRE VENTAS ( /MWh) ,07 Una vez calculado el precio de la energía, teniendo en cuenta un porcentaje de rentabilidad (Tr) de 1,05% que se regula en el real decreto, se obtendrán los valores siguientes de retribución unitaria: Periodo Retribuc unitaria ( /kwh) , , , a.2.2) Cálculo de la retribución por costes de explotación variables (RCEVh) a.2.2.1) Cálculo de la retribución del coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética. 63

64 La retribución del coste de contribución al Fondo Nacional de Eficiencia Energética (RFE) se calcula: i) Para los años 2014 y 2015 se obtendrá considerando la relación entre la contribución total de las empresas comercializadoras de referencia de energía eléctrica obtenida para cada año a partir de la información obrante en el Ministerio de Industria, Energía y Turismo para la aplicación de lo previsto en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, y la energía en barras de central de las comercializadoras de referencia en cada uno de esos años obtenida de la información del precio final anual de dicha categoría de comercializadoras publicado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como resultados del mercado de producción. Para el año 2014, se considera el 75 por ciento de la energía del año, a efectos de la recuperación de los costes por la contribución al Fondo en el periodo comprendido entre el 1 de abril y el 31 de diciembre de ii) Para el año 2016 se obtiene como la relación entre la contribución total de las empresas comercializadoras de referencia de energía eléctrica obtenida para 2016 a partir de la información obrante en el Ministerio de Industria, Energía y Turismo para la aplicación de lo previsto en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, y la energía en barras de central correspondiente al año 2015 de acuerdo con el párrafo anterior. A continuación, se resume como se obtendrían los datos: 1) Contribución total de las COR al fondo nacional de eficiencia energética: (A) VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Datos a partir de la información comunicada por las empresas para el Fondo nacional de eficiencia energética): (B) Precio unitario calculado a partir del cociente coste total/energía total: AÑO 2014 AÑO 2015 AÑO 2016 Coste Total Obligaciones RDley 8/2014 ( /GWh) para cualquier empresa Coste Total Obligaciones Orden IET/289/2015 ( /GWh) para cualquier empresa Coste Total Obligaciones Orden IET/359/2016 ( /GWh) para cualquier empresa 132,63 268,85 274,72 Contribución del conjunto de los COR, obtenida como producto de (A) y (B): AÑO 2014 AÑO 2015 AÑO , , ,08 64

65 2) Estimación del precio unitario para 2014, 2015 y 2016: AÑO 2014 AÑO 2015 AÑO 2016 Contribución conjunto de COR ( ) , , ,08 Energía adquirida por las COR en bc (MWh) , ,36 Precio unitario ( /MWh) 247,59 344,23 285,15 a.2.2.3) Cálculo de la retribución por componente variable de la tasa de ocupación de la vía pública (RCVtop) El componente variable horario de la tasa de ocupación de la vía pública, (RCVtovph), se determinará como un único valor anual, aplicando lo siguiente: - Tipo correspondiente a la tasa de ocupación de la vía pública, según el Real Decreto Legislativo 2/2004, de 5 de marzo. - Los términos Pmh, SAh, CAPh e INTh: en los años 2014 y 2015 serán los valores anuales reflejados en el precio final anual para la categoría de los comercializadores de referencia que publica la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en los resultados del mercado de producción de energía eléctrica. Para 2016, los valores se obtendrán como media ponderada de los valores correspondientes a los precios mensuales para la citada categoría de los comercializadores de referencia ponderando por la energía de cada mes, considerando hasta el último mes completo disponible y publicado por la mencionada Comisión. Con ello, los valores de los diferentes componentes del coste de la energía son: Periodo Energía final MWh Mercado diario /MWh Mercado intradiario /MWh Restriccion es /MWh Procesos OS /MWh Garantía potencia Pagos capacidad /MWh Coste s.interrrum pibilidad COSTE OS COSTE OM Total ( /MWh) ,554 42,68 0,02 3,74 2,06 9,04 0,11 0,02 57, ,357 51,76 0,01 2,95 1,36 7,72 1,91 0,11 0,02 65, (*) 34,90 0,00 2,45 0,99 4,35 1,98 0,11 0,02 44,81 Fuente: CNMC. Resultados mercado producción. [Precio final anual de comercializadores de último recurso. Diciembre de cada año] (*) 2016: Valores precio mensual Resultados mercado producción CNMC para 2016, hasta ÚLTIMO MES PUBLICADO incluido (categoría CUR) - Los términos CCOMh y CCOSh serán los establecidos en la normativa de aplicación en cada uno de los años. - Los términos RFE y Runitaria son los que resultan para cada año calculados de acuerdo con los párrafos b) y c) de esta disposición. 65

66 - El término RMRv, de retribución por otros costes de naturaleza variable debidos a medidas regulatorias, tomará el valor de cero dado que no existen costes de esta naturaleza en este periodo. Considerando los componentes citados anteriores, se obtienen los siguientes valores para RCVtovp aplicando la metodología prevista en el real decreto: a.3) Componentes fijos y variables de los costes de comercialización (CCVh). Resumen de resultados. Con todo lo anterior, los valores resultantes para los componentes fijos y variables en aplicación de la propuesta de real decreto serían los siguientes: COMPONENTES FIJOS MARGEN COMERCIAL ( /kw) PROPUESTA COMPONENTES FIJOS Costes explotación (3 COR más eficientes) /kw y año 3,066 3,066 3,066 Componente fijo TOVP ( /kw) /kw y año 0,047 0,047 0,047 TOTAL T. FIJO MC 3,113 3,113 3,113 COMPONENTES VARIABLES MARGEN COMERCIAL ( /KWh) PROPUESTA COMPONENTES VARIABLES Componente coste de eficiencia /kwh 0, , , energética Componente variable TOVP /kwh 0, , , % sobre ventas (energía) /kwh 0, , , TOTAL T.VARIABLE MC 0, , ,