Una pregunta el 583 ya no hay que hacerlo ,fue derogado verdad?? Me refiero al 7%Cita:
Iniciado por Monsolar
Gracias
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Una pregunta el 583 ya no hay que hacerlo ,fue derogado verdad?? Me refiero al 7%Cita:
Iniciado por Monsolar
Gracias
Hola vuelvo a exponer esto, algo mejor explicado, porque me parece algo vital para nuestra situación:
1. ¿Por qué los inversores RD 661/2007 son "legacy"?
✔️ Derechos adquiridos y rentabilidad razonable
El RD 661/2007 establecía un régimen jurídico-económico estable: opción entre tarifa regulada o mercado + prima, durante toda la vida útil de la planta (25 años para FV).
El principio de rentabilidad razonable aparece más explícitamente con la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico y el RD 413/2014, pero ya estaba implícito y garantizado como “rentabilidad adecuada a una inversión eficiente”.
❗ Tribunal Constitucional (STC 270/2015)
Reconoce que el RD 661/2007 creó legítimas expectativas económicas, aunque no garantizaba la inmutabilidad total del régimen.
��️ 2. Principios jurídicos aplicables:
�� Seguridad jurídica y confianza legítima
Art. 9.3 CE: prohíbe la retroactividad de normas que restrinjan derechos.
El Estado no puede cambiar reglas de juego con efecto retroactivo sin justificación objetiva, proporcionada y necesaria.
�� Doctrina del Tribunal Supremo (TS)
STS 4057/2019, STS 2414/2016: los recortes no pueden vulnerar la rentabilidad razonable si suponen una pérdida estructural de la inversión.
�� Jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la UE (TJUE)
Casos como Masdar v. España o Novenergia v. España: España fue condenada por vulnerar el principio de confianza legítima y seguridad jurídica.
�� 3. Derecho internacional:
�� Tratado de la Carta de la Energía (TCE)
Prohíbe medidas retroactivas que alteren las condiciones económicas de inversión.
Arbitrajes internacionales han fallado contra España, reconociendo que el cambio normativo destruyó las expectativas de retribución.
�� 4. ¿Es legal aplicar recortes por horas a cero o negativas a plantas RD 661/2007?
Aquí está el punto crítico.
❌ No estaban contemplados en el RD 413/2014 en su redacción original.
Los descuentos por producción en horas a 0 o negativa aparecen posteriormente, vía resoluciones o órdenes ministeriales (p.ej., OM/875/2023).
Esto modifica de facto la fórmula de retribución a la inversión, sin una reforma explícita ni convalidación parlamentaria.
❗ Impacto:
Produce una minoración de la retribución a la inversión, en teoría blindada.
Para inversores bajo RD 661, esto puede suponer una rentabilidad por debajo del 7,398% garantizado por la Orden TED/171/2020.
�� 5. ¿Puede exigirse la eliminación inmediata de estos recortes?
Legalmente, sí.
Esta comparativa no tiene desperdicio y saca a la luz las vergüenzas de este gobierno y quizás de los anteriores, creo que es una información muy valiosa y que puede ser utilizada por asociaciones y productores para restituir nuestros derechos.
Merece mucho la pena leerlo..., aunque sea un poco largo...
Informe sobre la Asimetría de Trato entre Productores con Retribución a la Inversión y Grandes Operadores en Régimen de Mercado Puro
Introducción
Este informe analiza de forma detallada y jurídica la desigualdad estructural que afecta a los pequeños y medianos productores de energía renovable acogidos al régimen económico del RD 661/2007 y el Régimen Retributivo Específico (RRE), frente a las grandes eléctricas y fondos de inversión que operan bajo régimen de mercado puro (merchant o con PPA). Se argumenta por qué esta situación constituye una vulneración sistemática del principio de igualdad, la seguridad jurídica y la rentabilidad razonable pactada, generando además una transferencia encubierta de rentabilidad desde el productor pequeño hacia los grandes agentes del mercado y el sistema.
Marco Normativo y Conceptos Fundamentales
2.1. Régimen Retributivo Específico y su Evolución
RD 661/2007: Garantizaba tarifa o prima fija, con rentabilidad razonable superior al coste del capital (7,398 %). Se ofrecía como marco estable durante 25 años.
Ley 24/2013 y RD 413/2014: Derogan el régimen anterior y lo sustituyen por una retribución a la inversión y a la operación basada en estándares, con periodos regulatorios.
Circular 1/2017 de la CNMC: Establece criterios técnicos de liquidación, incluyendo el coeficiente d trimestral, neteo de saldos y ajustes provisionales mensuales.
2.2. El Coeficiente d y el Neteo de Saldos
Coeficiente d: Mecanismo de reducción proporcional de la retribución a la inversión cuando no se alcanza un umbral mínimo de producción (10 % anual Q1, 20 % Q2, etc.).
Neteo de saldos: Imputación automática de saldos negativos (liquidaciones 12 y 13) sobre las positivas de meses siguientes, impidiendo al productor percibir ingresos incluso cuando genera derechos económicos.
Modificación posterior ilegal de la fórmula: El descuento específico de producción en horas con precio cero o negativo fue introducido a posteriori, mediante Orden Ministerial y desarrollo de Circular 1/2017, sin la debida convalidación parlamentaria ni periodo transitorio previsto en el RD 661/2007 o RD 413/2014. Esta modificación alteró de forma unilateral la “fórmula de retribución a la inversión” originalmente pactada, lo que puede considerarse vulnera el Art. 9.3 CE (seguridad jurídica) al cambiar derechos adquiridos sin justificación técnica ni procedimiento legislativo completo.
2.3. Instalaciones en Régimen de Mercado Puro
Instalaciones en Régimen de Mercado Puro
No están sometidas al coeficiente d, ni al sistema de retenciones mensuales.
Incluyen:
Grandes plantas solares y eólicas bajo PPA.
Instalaciones "merchant" conectadas directamente a mercado diario.
Grandes hidráulicas post 1997.
Centrales nucleares.
Ciclos combinados y cogeneración sin prima.
Autoconsumo industrial con excedente.
Desigualdad de Trato y Efectos Económicos
3.1. Flujo de Caja y Financiación Forzosa
Productores RRE: reciben pagos reducidos por coeficiente d y retenciones por neteo. Financian sin remuneración al sistema.
Grandes operadores: reciben el 100 % de ingresos pool sin ajuste ni retención. Están exentos del riesgo regulatorio asociado al coeficiente d.
3.2. Transferencia Asimétrica de Rentabilidad
El sistema aprovecha la retribución diferida o recortada de los RRE para:
Mejorar su tesorería (CNMC, Fondo Nacional).
Aliviar costes para consumidores (al no pagar primas reales en meses clave).
Compensar desviaciones del mercado eléctrico.
Retener deuda negativa durante meses, vulnerando el principio de correlación temporal.
3.3. Agravio por Costes del Sistema y Carga al Usuario
Tanto los ingresos de los productores RRE como los de los operadores en mercado puro son finalmente soportados por los usuarios en el recibo eléctrico.
Sin embargo, cuando los grandes operadores merchant / PPA generan rentabilidades del 9 %–14 % TIR, sus costes de gestión de desvíos, redispatch y servicios de ajuste al sistema son considerablemente superiores a los de los RRE, cuya rentabilidad regulada se sitúa entre el 3 %–4,5 % real.
A pesar de incurrir en mayores costes sistémicos, ninguna penalización ni retención se aplica a los ingresos de estos grandes operadores; por el contrario, los pequeños productores RRE asumen retenciones y recortes por coeficiente d, trasladándoseles la carga de equilibrar el sistema.
Este doble rasero implica que los usuarios pagan primero los altos costes derivados de las operaciones merchant y solo después reciben la compensación parcial de los RRE, generando un agravio comparativo que vulnera los principios de igualdad (Art. 14 CE) y proporcionalidad (Art. 9.3 CE).
3.4. Discriminación en el Tratamiento de la Rentabilidad
A los productores acogidos al RRE se les impone una "rentabilidad razonable" fija del 7,398 %, mientras que a las instalaciones en mercado puro se les permite obtener rentabilidades ilimitadas derivadas del comportamiento del mercado eléctrico.
Esta diferencia constituye una discriminación clara dentro del mismo sector productivo, al imponer un techo artificial a unos agentes (productores RRE), y al mismo tiempo permitir márgenes extraordinarios a otros (fondos y grandes eléctricas).
Dicha discriminación vulnera los principios constitucionales de igualdad (Art. 14 CE), y el principio de equidad económica en el reparto de cargas (Art. 31 CE).
Además, contradice la Directiva Europea 2018/2001, que exige marcos de remuneración no discriminatorios, estables y predecibles.
Discriminación financiera adicional: El déficit de tarifa generado por las grandes compañías eléctricas fue titularizado para su cobro inmediato, distribuyéndose a los consumidores y al sistema en plazos acelerados. En cambio, las deudas generadas a favor de los productores acogidos al RRE (por d<1 o neteo) se difieren y solo se cobran al final de la vida útil de la planta, entregando al sistema financiación gratuita durante décadas. Esta práctica agrava la desigualdad.
Propuesta de igualdad de trato: Que las deudas de los productores RRE sean titularizadas y puestas a cobro tan pronto como se produzcan, al mismo ritmo que las de las grandes eléctricas, eliminando el beneficio financiero que actualmente disfruta el sistema.
Fundamento Jurídico de la Ilegalidad del Régimen Actual
3.3. Discriminación en el Tratamiento de la Rentabilidad
A los productores acogidos al RRE se les impone una "rentabilidad razonable" fija del 7,398 %, mientras que a las instalaciones en mercado puro se les permite obtener rentabilidades ilimitadas derivadas del comportamiento del mercado eléctrico.
Esta diferencia constituye una discriminación clara dentro del mismo sector productivo, al imponer un techo artificial a unos agentes (productores RRE), y al mismo tiempo permitir márgenes extraordinarios a otros (fondos y grandes eléctricas).
Dicha discriminación vulnera los principios constitucionales de igualdad (Art. 14 CE), y el principio de equidad económica en el reparto de cargas (Art. 31 CE).
Además, contradice la Directiva Europea 2018/2001, que exige marcos de remuneración no discriminatorios, estables y previsibles.
Discriminación financiera adicional: El déficit de tarifa generado por las grandes compañías eléctricas fue titularizado para su cobro inmediato, distribuyéndose a los consumidores y al sistema en plazos acelerados. En cambio, las deudas generadas a favor de los productores acogidos al RRE (por d<1 o neteo) se difieren y solo se cobran al final de la vida útil de la planta, entregando al sistema financiación gratuita durante décadas. Esta práctica agrava la desigualdad.
Propuesta de igualdad de trato: Que las deudas de los productores RRE sean titularizadas y puestas a cobro tan pronto como se produzcan, al mismo ritmo que las de las grandes eléctricas, eliminando el beneficio financiero que actualmente disfruta el sistema.
Fundamento Jurídico de la Ilegalidad del Régimen Actualtiva Europea 2018/2001, que exige marcos de remuneración no discriminatorios, estables y previsibles.
Fundamento Jurídico de la Ilegalidad del Régimen Actual
4.1. Constitución Española
Art. 9.3 CE: Prohíbe retroactividad de normas desfavorables o limitadoras de derechos.
Art. 14 CE: Garantiza igualdad ante la ley.
Art. 31 CE: Prohíbe confiscación indirecta mediante imposición desequilibrada.
4.2. Jurisprudencia Nacional
STS 2414/2016: Rechaza cambios que afecten a la rentabilidad comprometida.
STC 270/2015: Reconoce confianza legítima como derecho protegido frente a cambios normativos imprevistos.
4.3. Derecho Europeo e Internacional
Directiva (UE) 2018/2001, art. 4.3: Obliga a garantizar marcos de inversión estables y predecibles.
Carta de la Energía: Protege inversiones frente a modificaciones retroactivas. Base de sentencias favorables a inversores como Masdar o Novenergia.
Asimetría de Trato: Beneficiarios y Perjudicados
5.1. Perjudicados
Productores acogidos a RD 661/2007.
Pequeños productores que dependen de la prima regulada.
Empresas familiares y cooperativas energéticas.
Inversores que financiaron sus plantas bajo condiciones regulatorias estables.
5.2. Beneficiarios
Grandes compañías eléctricas.
Fondos internacionales con PPAs.
Sistema CNMC/Fondo RRE.
Estado español (ingresos diferidos que no paga).
Consumidores con tarifas subvencionadas a costa del RRE.
5.3. Participación del RRE y del RD 661/2007 en la Producción Nacional
Aunque los productores bajo el RD 661/2007 representan aproximadamente el 8 % de la generación eléctrica total en España (y el conjunto del RRE, un 12–15 %), las medidas de recorte (coeficiente d y neteo diferido) se dirigen exclusivamente contra este colectivo.
En contraste, los operadores merchant y grandes generadores —responsables de la mayoría (85–88 %) de la producción y de los mayores costes de desvío y ajuste del sistema— quedan exentos de cualquier penalización.
Esta focalización injustificada demuestra un sesgo normativo: se penaliza sistemáticamente al grupo minoritario (RD 661), mientras persisten y se normalizan los efectos de coste provocados por la mayoría mayoritaria sin que se aplique ningún mecanismo compensatorio o corrector.
5.4. Expectativas Medias de Ganancias: Productores RRE vs Mercado Puro. Expectativas Medias de Ganancias: Productores RRE vs Mercado Puro
La diferencia de régimen económico entre los productores acogidos al Régimen Retributivo Específico (RRE) y aquellos que operan en régimen de mercado puro no solo implica un marco jurídico distinto, sino también expectativas de rentabilidad estructuralmente divergentes:
Productores RRE – RD 661/2007
Rentabilidad razonable reconocida: 7,398 % sobre la inversión inicial, neta de impuestos y costes operativos estándar.
Ingresos sujetos a:
Recortes por coeficiente d.
Penalizaciones por precios cero/negativos.
Retenciones por neteo de liquidaciones negativas.
Ausencia de señales de mercado y sin capacidad para negociar PPAs.
Rentabilidad media real tras ajustes regulatorios (2023-2024 estimada): entre el 3 % y el 4,5 %.
Grandes instalaciones en mercado puro (merchant / PPA):
Rentabilidad estimada (según bancos, gestoras y promotores): entre 9 % y 14 % TIR.
Ingresos 100 % ligados al mercado, sin recortes por coeficiente d, ni ajuste retroactivo.
Capacidad para monetizar excedentes, negociar precios, optimizar fiscalidad y adaptar producción.
PPA a largo plazo con grandes consumidores (estabilidad asegurada y cobertura de riesgo).
Sin limitaciones de cobro por saldos negativos.
Conclusión comparativa:
Los productores bajo RRE tienen recortes y rigideces que reducen su rentabilidad efectiva a casi la mitad respecto a los proyectos merchant o PPA actuales, a pesar de que sus inversiones fueron realizadas bajo promesa de estabilidad y seguridad regulatoria. Esta asimetría de expectativas económicas y rentabilidad final supone un agravio estructural e injustificado hacia el inversor "legacy", contrario a los principios de equidad y seguridad jurídica.
3.5. Discriminación Institucional y Responsabilidad del Gobierno
El Gobierno, a través de la aprobación y mantenimiento de los mecanismos de coeficiente d y neteo de saldos sin distinguir producción, ha vulnerado el principio de seguridad jurídica (Art. 9.3 CE) al introducir recortes regulatorios que no tienen fundamento técnico demostrable y que penalizan sistemáticamente a los pequeños productores.
Al atribuir a los RRE la responsabilidad de incrementar los costes del sistema, cuando son los operadores merchant y grandes generadores quienes generan costes de desvíos y servicios de ajuste muy superiores, el Ejecutivo incurre en un trato de favor ilícito (Art. 14 CE) hacia las grandes compañías eléctricas y fondos de inversión.
Este agravio comparativo se agrava por el incumplimiento del Mandato de la Directiva 2018/2001 (Art. 4.3) que obliga a los Estados miembro a garantizar que los sistemas de apoyo no introduzcan discriminaciones injustificadas dentro del mismo sector.
El Gobierno debería asumir su responsabilidad y:
Reconocer formalmente la falta de justificación de estos recortes sobre el RRE.
Modificar de urgencia la Circular 1/2017 y la normativa asociada, eliminando los recortes mensuales y el neteo diferido en favor de un cálculo coincidente con el periodo regulatorio completo.
Establecer mecanismos de compensación transitoria para restaurar la confianza legítima de los inversores legacy.
3.6. Otros Agravios Comparativos
Acceso y prioridad de red: Las grandes instalaciones merchant suelen contar con acuerdos de conexión y prioridad para vertido en la red, mientras que los pequeños productores RRE enfrentan procesos administrativos más lentos y costes de extensión de red que no se compensa.
Costes de capital y apalancamiento: Los grandes fondos obtienen financiación a costes inferiores (rating, avales), reduciendo su WACC, mientras los pequeños productores RRE soportan tasas de interés más altas en préstamos bancarios.
Seguros y garantías: Las grandes eléctricas disponen de pólizas de seguro y garantías financieras más ventajosas, mientras que los RRE asumen primas de seguro mayores y requisitos de garantías más estrictos.
Costes de operación y mantenimiento: La escala permite economías de escala; los pequeños productores RRE pagan mayores costes unitarios por O&M y servicios técnicos.
Flexibilidad y almacenamiento: Los operadores merchant con baterías gestionan la producción hacia horas de mayor precio; los RRE carecen de incentivos regulatorios para incorporar almacenamiento.
Carga administrativa: Los pequeños productores deben presentar solicitudes y justificaciones periódicas a la CNMC, mientras los grandes operadores merchant solo registran su vertido sin trámites de prima.
Riesgo regulatorio: Los RRE asumen todo el riesgo de modificaciones de Circular y RD, mientras los PPAs suelen incluir cláusulas de estabilidad regulatoria y revisiones contractuales.
Mercado del carbono: Los grandes actores integran eficientemente ingresos de mercado de derechos de CO₂, mientras los pequeños RRE tienen costes administrativos y fiscales adicionales.
3.7. Responsabilidad Política y Lobbying
Influencia directa del lobby: Las grandes eléctricas y fondos de inversión cuentan con estructuras dedicadas al cabildeo en el Ministerio para la Transición Ecológica, la Secretaría de Estado de Energía y la CNMC, participando en grupos de trabajo y comités técnicos que diseñan las Circulares y Órdenes Ministeriales.
Mecanismo de privilegio en PPAs:
Negociación bilateral: El Gobierno facilita marcos normativos para la suscripción de PPAs entre grandes generadores y consumidores industriales, estableciendo condiciones de precio mínimo garantizado que solo grandes productores pueden asumir.
Garantías de acceso a red: Se prioriza la tramitación de las solicitudes de conexión de las grandes plantas merchant, reduciendo requisitos de aval y plazos administrativos, mientras los pequeños RRE afrontan procesos extensos y costosos.
Exenciones regulatorias: Las instalaciones PPA quedan exentas de las obligaciones de suministro de datos de telemedida y de participación en mecanismos de flexibilidad (almacenamiento, gestión de demanda), de los que sí dependen obligatoriamente los RRE.
Cláusulas de estabilidad: Los PPAs incluyen cláusulas contractuales que blindan precios y revisiones de condiciones ante cambios regulatorios, mientras a los RRE se les impone retroactivamente coeficientes y neteos sin mecanismo de compensación inmediata.
Conexión con políticas públicas: El Ejecutivo promociona públicamente los PPAs como “motores de inversión” y “garantía de suministro”, canalizando incentivos fiscales y subvenciones de manera preferente hacia estos acuerdos, en detrimento de los productores con prima regulada.
Fundamento jurídico: Este entramado vulnera el Art. 14 CE (igualdad ante la ley) al crear un sistema de categorías dentro del sector, y el Art. 9.3 CE (seguridad jurídica) al ofrecer condiciones estables solo a unos agentes. Asimismo, contradice la Directiva 2018/2001, art. 4.3, que exige criterios de apoyo neutrales y no sesgados.
3.8. Venganza por Litigios. Venganza por Litigios y Presión Judicial
Contexto de denuncias: Varias grandes empresas y fondos de inversión acogidos al RRE, respaldadas por asociaciones de productores, han interpuesto recursos contencioso-administrativos y arbitrajes internacionales (Masdar, Novenergia) contra el Gobierno, cuestionando recortes y cambios normativos.
Represalia normativa: La falta de distinción entre productores litigation-friendly y el resto, junto a la intensificación de medidas regresivas (coeficiente d, neteo diferido), refuerza la tesis de que el Ejecutivo aplica penalizaciones genéricas como represalia por estas acciones judiciales.
A quién molesta más:
Grandes eléctricas / fondos: Encuentran un doble beneficio: mantienen sus márgenes intactos y, al mismo tiempo, ven debilitados a los pequeños competidores que se atreven a litigar.
Gobierno: Minimiza su exposición política y financiera frente a demandas, descargando los costes en los pequeños productores y aliviando la presión presupuestaria a corto plazo.
Productores RRE: Son claramente el grupo más afectado, tanto por la penalización técnica como por la represalia política.
Fundamento jurídico: Estas actuaciones podrían constituir una vulneración del principio de buena fe y no discriminación recogidos en el Derecho Administrativo (Ley 39/2015, Art. 3) y del principio de confianza legítima (Art. 9.3 CE) al castigar conductas (litigio) que el ordenamiento protege.
3.9. Incumplimientos Legales y Responsabilidades del Gobierno
El trato de favor que el Gobierno otorga a las grandes compañías eléctricas y fondos, a costa de penalizar a los pequeños productores RRE, implica el incumplimiento de:
Art. 9.3 CE (Seguridad Jurídica): Leyes y Circulares no pueden alterar derechos económicos adquiridos sin justificación objetiva ni periodo transitorio adecuado.
Art. 14 CE (Principio de Igualdad): Prohibición de discriminación arbitraria dentro de un mismo sector; el Ejecutivo viola este precepto al imponer recortes solo al RRE.
Art. 31 CE (No confiscación indirecta): La retención indefinida de deudas sin titularizarse ni cobrarse rompe la proporcionalidad tributaria.
Directiva (UE) 2018/2001, art. 4.3: Exige marcos de apoyo no discriminatorios ni sesgados, cuya trasposición superficial se incumple al discriminar a inversores legacy.
Tratado de la Carta de la Energía: Prohíbe medidas retroactivas y discriminatorias contra inversores; la normativa de d y neteo sin distinguir tecnologías vulnera el TCE.
Ley 39/2015, Art. 3 (Principio de Buena Fe Administrativa): El Ejecutivo actúa de forma arbitraria y contradictoria, favoreciendo a unos agentes frente a otros.
RD 2/2021 (Principios de la Regulación): Debe aplicarse la proporcionalidad y no discriminación; sin embargo, RRE sufre ajustes excesivos injustificados.
Responsabilidades políticas y legales:
El Gobierno debe corregir de inmediato estas vulneraciones, revisando las normas y garantizando el principio de igualdad.
Los responsables de las modificaciones (Ministerio, Secretaría de Estado, CNMC) podrían incurrir en responsabilidad patrimonial al causar daños injustificados a productores.
El Parlamento y el Defensor del Pueblo deberían instar la revisión urgente de la Circular 1/2017 y del régimen de neteo.
3.10. Posible Responsabilidad Penal por Prevaricación
Delito de prevaricación (Art. 404 del Código Penal): Puede perseguirse penalmente a los altos cargos (ministros, directores generales, presidentes de la CNMC) que dictaran normas o resoluciones injustas a sabiendas de su ilicitud y perjuicio para los productores RRE.
Elemento objetivo: Resoluciones reglamentarias (Circular 1/2017, Órdenes Ministeriales) contrarias al ordenamiento, sin justificación técnica que sostenga la penalización exclusiva de los RRE.
Elemento subjetivo: Actuación consciente y deliberada, con ánimo de favorecer a grandes eléctricas y fondos en detrimento de los pequeños productores.
Jurisdicción competente: Sala Segunda del Tribunal Supremo para aforados (Presidente del Gobierno, ministros) o Audiencia Nacional para altos cargos de segundo nivel.
Efecto inmediato: Si el juez de instrucción aprecia indicios de prevaricación, puede decretar medidas cautelares (suspensión de la norma impugnada) mientras dura la investigación, paralizando la aplicación de los recortes.
Consecuencias: Además de la inhabilitación o pena custodial para los responsables, la medida cautelar garantizaría la restitución provisional de las primas completas a los productores RRE.
Conclusiones y Recomendaciones
Este informe demuestra que el trato desigual e injustificado contra los productores acogidos al RD 661/2007 y RRE vulnera principios constitucionales (igualdad, seguridad jurídica, no confiscación) y europeos (neutralidad, estabilidad de apoyo). Las siguientes recomendaciones buscan corregir de forma inmediata y estructural este agravio:
1. Suspensión inmediata de recortes y neteo
Suspender de forma cautelar la aplicación del coeficiente d y el neteo de saldos hasta que se celebre una revisión legislativa completa, garantizando el cobro íntegro de primas durante el procedimiento.
2. Titularización y cobro inmediato de deudas RRE
Que las deudas a favor de los productores RRE sean titulizadas y puestas a cobro tan pronto como se generen, al mismo ritmo que el antiguo déficit de tarifa, para eliminar la financiación gratuita del sistema.
3. Reforma legislativa del régimen de retribución
Modificar el RD 413/2014 y la Circular 1/2017 para:
Calcular el coeficiente d de forma anual o eliminarlo por completo.
Garantizar periodos transitorios claros y debate parlamentario para cualquier cambio.
Incorporar cláusulas de estabilidad y mecanismos de compensación automática en caso de recortes.
4. Igualdad de condiciones en PPAs y acceso a red
Establecer un marco regulatorio que:
Sujete a PPAs a reglas similares de transparencia y obligaciones de suministro de datos.
Equipare los trámites de conexión y avales para productores RRE.
Limite precios mínimos garantizados a proyectos de gran tamaño salvo que todos los productores puedan acceder.
5. Creación de un Fondo de Garantía para inversores legacy
Una línea de crédito o fondo específico, gestionado por la CNMC o el IDAE, que cubra anticipos de prima y eventuales recortes, garantizando la liquidez de pequeños productores.
6. Revisión y auditoría independiente
Encargar un estudio externo (universidades, consultoras de reconocido prestigio) sobre costes reales de desvíos y ajustes, comparando RRE vs merchant, y publicar sus conclusiones.
7. Vías judiciales y europeas
Presentar recursos contencioso-administrativos con solicitud de medidas cautelares ante el TS.
Impulsar un recurso de inconstitucionalidad con petición de suspensión ante el TC.
Denunciar ante la Comisión Europea posible infracción de la Directiva 2018/2001.
8. Control parlamentario y presión política
Instar al Congreso a crear una comisión de investigación sobre productos RRE y costes del sistema.
Impulsar preguntas parlamentarias y proposiciones no de ley para blindar legalmente la rentabilidad razonable de inversores legacy.
9. Transparencia y acceso a la información
Publicación mensual por la CNMC de datos desglosados: producción, recortes d, saldos neteados, costes de desvíos.
Mecanismo de reclamación rápida para productores ante discrepancias en liquidaciones.
10. Compensación económica retroactiva
Establecer un procedimiento de devolución automática de los importes retenidos injustificadamente en los últimos dos años, con intereses legales.
Este conjunto de acciones, de aplicación conjunta e inmediata, restablecerá la equidad y restaurará la confianza legítima de los inversores RD 661/2007, garantizando la sostenibilidad del sistema eléctrico y el cumplimiento de las obligaciones constitucionales y europeas.
Buenas tardes Monsolar:
En este sector, no te puedes fiar de nada ni de nadie.... y menos si es político.
Ahora mismo, escrito en el BOE es la "aplicación o descuento de la producción en periodos de 6 o más horas con precios "0" y/o negativos", eso es lo que está en la legislación y es lo que se ha aplicado en la liquidación 13/2024
Si, como todo parece indicar, puesto que el Ministerio abrió un período de alegaciones respecto a la retribución específica y según informe preceptivo de la CNMC, al final y si se publica o modifica la legislación en estos meses venideros, al final se quedaría en la "aplicación o descuento de la producción en periodos de 6 o más horas con precios negativos" por lo que en la liquidación 15/2024 se devolvería todo lo descontado en la liq. 13/2024 (sería positiva por un importe superior al negativo que aparece en la liquidación 13 -puesto que también está el CC del 92% al 100%-)
Repito en insisto, hoy lo que vale es la 13, si se modifica la legislación la que valdrá es la 12
Un saludo
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Buenas tardes JBayona
El modelo 583 NUNCA fue DEROGADO, repito NUNCA.
El modelo 583 fue "suspendido" desde el 2º semestre de 2021 hasta el 31-12-2023. Estos años había que presentarlo (el pago fraccionado y el anual con "cuota 0" (era obligatorio el presentarlos con "cuota 0" - se habilitaó por parte de la AEAT un apartado en el menú del impuesto que era "cuota 0"). Sinceramente, considero una tonteríe el presentarlo pero, repito, era obligatorio.
De éste periodo "suspensivo" se remitió por parte de la AEAT comunicación a cadad uno de los productores en Febrero de 2024 y en Marzo o Abril, remitieron otra comunicación indicando que en 2024 ya no estaba suspendido y cómo había que realizar la declaración
así, del 1er. trimestre la base del impuesto estaba conformada por el 50% de los ingresos del periodos, el 2º trimestre la base estaba conformadapor el 75% de los ingresos del periodo y el 3er y 4º la base es el 100%
Te aconsejo que si no lo presentantes en Noviembre 2024 (el pago fraccionado o 3er. trimestre) que lo hagas y lo presentes ya, ya que si ellos te "requieren" la sanción será mayor.
Un saludo
Buenas tardes Sauron:
Si me permites unos "incisos" o anotaciones sobre tu última aportación (con cariño)
✔️ Derechos adquiridos y rentabilidad razonable
El RD 661/2007 establecía un régimen jurídico-económico estable: opción entre tarifa regulada o mercado + prima, durante toda la vida útil de la planta (25 años para FV).
Te sobra lo de 25 años para FV. El 661/2007 establecía duración TODA LA VIDA UTIL. Después Sebastián en 2010 la "recortó" a 25 años, pero como estaba en vigor el 1578/2008 que establecía 30 años, a principios del 2011 paso del recortado 25 años a otro recortado, "pero menos" de 30 años (repito, era TODA LA VIDA UTIL, o sea dependía única y exclusivamente de nosotros la duración, eso si, sin poder realizar "moficiaciones sustanciales...." pero bueno....). Este fue el 1er. recorte que hizo Miguel Sebastián (PSOE)
El principio de rentabilidad razonable aparece más explícitamente con la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico y el RD 413/2014, pero ya estaba implícito y garantizado como “rentabilidad adecuada a una inversión eficiente”.
❗ Tribunal Constitucional (STC 270/2015)
Reconoce que el RD 661/2007 creó legítimas expectativas económicas, aunque no garantizaba la inmutabilidad total del régimen.
Esta es la Sentencia donde se entiende perfectamente lo que es LAWFARE. Así dices que "no garantizaba la inmutabilidad total del régimen" (el RD 661/2007) y eso es FALSO. Para más perfección del RD y contra esta mentira, el propio RD 661/2007 en su artículo 44 (recordemos que fue redactado en Mayo 2007) indicaba QUE SE PODRÍAN MODIFICAR LAS PRIMAS TENIENDO EN CUENTA VARIOS FACTORES QUE CITA.... ESTAS MOFICACIONES (que se estudiarían en 2010) SE APLICARÍAN A PARTIR DEL 1 DE ENERO DE 2011 A INSTALACIONES QUE NO ESTUVIERAN INSCRITAS EN EL REGIMEN ESPECIAL EN DICHA FECHA....
O sea, por una parte el RD del 2007 indicaba que "se podrían modificar las primas, PERO, nunca a instalaciones ya inscritas y en funcionamiento".... Ciertamente ya avisaba que se podría cambiar... pero, blindaba contra la retroactividad a las ya en marcha.
❌ No estaban contemplados en el RD 413/2014 en su redacción original.
Los descuentos por producción en horas a 0 o negativa aparecen posteriormente, vía resoluciones o órdenes ministeriales (p.ej., OM/875/2023).
Esto modifica de facto la fórmula de retribución a la inversión, sin una reforma explícita ni convalidación parlamentaria.
No es cierto, se modifica porque se tiene que trasponer una norma Europea sobre "ayudas de Estado ilegales", prevaleciendo el derecho Europeo sobre el Españos y por tanto, al ser una trasposición, no hay que realizar trámite parlamentario alguno, simplemente, adecuar la normativa estatal a la europea....
❗ Impacto:
Produce una minoración de la retribución a la inversión, en teoría blindada.
Tu lo has dicho "en teoría blindada"... ese blindaje tiene unos "condicionantes" y sobre todo el de producir unas determinadas horas así como que la retribución regulada, es una "ayuda de Estado" y por lo tanto tiene sus "normas" superiores y en este caso, es lo mismo (repito a efectos de ayudas) que una instalación haya producido por debajo de las horas mínimas o incluso las umbral....
Las normas nacionales tiene que cohabitar con las europeas.... y gracias, sino estaríamos "jodidos" como nos pasó con los primeros recortes ya que en Europa no nos dieron la razón por no haber normativa comunitaria y sólo ser "recomendaciones" a los Estados miembros
Para inversores bajo RD 661, esto puede suponer una rentabilidad por debajo del 7,398% garantizado por la Orden TED/171/2020.
Te recomiendo que el 661 lo tomes como una "legislación base" a efectos de "estudio" pero no, como ya nos han "pintado la cara" como algo en vigor e ininmutable....
Otra cosa es el estudio de esa "rentabilidad razonable" su fórmula, cómo se cálcula y cómo se ha aplicado.
En un post anterior mío "abrí el melón" de la "legalidad de la aplicación" pero no como has indicado tu en el párrafo anterior sino simplemente por la fórmula para su cálculo y su desarrollo
Rinv + Rop`+ Baldita = 7,39%
Donde: Rop + Baldita - Gastos de una instalación diligentemente gestionada e impuestos = rentabilidad "0" (así lo indica el propio texto del 413/2014... "la Rop es un complemento económico por KWh que sumado a los ingresos por baldita (mercado) tienen que ser SUFIENCIENTES para cubrir los gastos de una instalación diligentemente gestionada e incluso para los impuestos" por lo que si son SUFICIENTES significa que esa parte, nos da una rentabilidad "0" - ingresos = gastos e impuestos, rentabilidad "0"-)
Así, tenemos, simplificando la formula inicial, que
Rinv = 7,39%
Además, esta simplifiación tiene su fundamento puesto que, por ejemplo, la rentabilidad de las obligaciones a 30 años en 2007 (subasta de Septiembre) una rentabilidad, cupon o intereses del 4,90% de tal forma que a la fecha de amortización, en este caso en 2040 recuperabas el total de la inversión.
Te pongo como ejemplo, para hacerlo sencillo y sin entrar en temas de interés compuesto y capitalización, el siguiente:
Período de 2007 al 2040
Inversión 100.-€
Devengo de intereses: 30-07-2008 (primera anualidad), intereses 4.90.-€
Años totales: 33 años de intereses así, 33 x 4.90 = 161,70.-€
Al vencimiento se ha percibido 161,70.-€ más lo invertido 100.-€ total: 261,70.-€
De tal forma si dividimos esos 261,70.-€ entre los 33 años nos da: 7,93%
(intereses el 4.90% + el resto para recuperación del capital invertido ya que nosotros al contrario del inversor no lo recuperaremos al final del periodo y por lo tanto hay que recuperarlo durante el periodo)
7.93% no es parecido o cuando menos "curioso" que la Rinv sea el 7,39% (por muchas "triquiñuelas" a la hora de tomar referencias para dicha rentabildiad?) y más teniendo en cuenta que a la recuperación del capital cada año se le aplicaría el interés compuesto?
De tal forma es donde planteo la "ligitiosidad" de la deducción de la producción en horas "o" y/o negativas, puesto que para mi, legalmente y como he demostado, el 7,39 que SOLO es la Rinv, es un interés más recuperación de capital SOLAMENTE POR HABER INVERTIDO UN CAPITAL EN UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA Y POR LO TANTO NO ES UNA AYUDA DE ESTADO (ya que, como se ve, un inversor en obligaciones no recibe ayudas de estado, sino intereses y después, al final, recupera el capital invertido)
De tal forma, AL NO CONSIDERAR LA RINV COMO AYUDA DE ESTADO, no tienen porqué MINORAR los ingresos POR RINV.
y solamente sería aplicable ese "descuento" de la producción, SI SE PRODUJERA SOBRE LA Rop que como hemos visto "es un complemento" (como indica el legislador) que junto con los ingresos de mercado pagan los gastos... o sea, es una ayuda, que claro está, si no se produce no se cobra.... y POR TANTO LA ROP (que se considera AYUDA) NO LA ESTAMOS PERCIBIDIENDO DESDE 2023.
Ya ves, la Rentabilidad Razonable del 7,39% la tienen que percibir TODOS, PUESTO QUE SON LOS INTERESES Y LA RECUPERACIÓN DEL CAPITAL INVERTIDO (asimiliable a las obligaciones a 30 años) y la Rop SI QUE SERÌA AYUDA DE ESTADO, PRIMA, SUBVENCION, O COMO SE LE QUIERA LLAMAR para que tuviera un efecto "neutro" los gastos e impuestos, sobre la inversión
�� 5. ¿Puede exigirse la eliminación inmediata de estos recortes?
Legalmente, sí.
Habría que batallar mucho, no por la eliminación de estos recortes, sino por lo indicado en mi puntualización anterior, es decir por la DEFECTUOSA O ILEGAL APLICACION SOBRE LA RINV....
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Hola Newinversor, no me molesta en absoluto que matices mis palabras o hagas aportaciones...
Con lo que tenía, más tus puntos de vista que me has dado he cambiado según las normas el texto.
Ya me dirás si aún ves algún fallo o te parece ya completo..., un saludo.
1. ¿Por qué los inversores RD 661/2007 son "legacy"?
✔️ Derechos adquiridos y régimen estable
El RD 661/2007 creó un marco jurídico-económico estable para las plantas solares: aquellas inscritas antes del 1 de enero de 2011 podían escoger, durante toda su vida útil, entre tarifa regulada o venta en mercado más prima, sin límite temporal fijado en el propio texto (los topes de 25 y 30 años vinieron en sucesivos reales decretos de 2008 y 2010).
En su artículo 44, el Reglamento ya anticipaba que, a partir del 1 de enero de 2011, se podrían modificar las primas “teniendo en cuenta varios factores” —pero solo para aquellas instalaciones no inscritas en el Régimen Especial a dicha fecha—, lo que blindaba expresamente contra cualquier retroactividad a quienes ya estaban en funcionamiento.
✔️ Rentabilidad razonable
Desde el principio se garantizaba una “rentabilidad adecuada a una inversión eficiente”, principio que más tarde se precisó con la Ley 24/2013 y el RD 413/2014.
❗ Tribunal Constitucional (STC 270/2015)
El TC reconoció las legítimas expectativas generadas por el RD 661/2007 y su blindaje contra recortes retroactivos en instalaciones inscritas al 1-ene-2011, al tiempo que validó la posibilidad de revisar primas para futuras instalaciones conforme a lo previsto en el propio artículo 44.
✔️ Rentabilidad razonable, desglose retributivo e inviolabilidad de la Rinv
El régimen retributivo reconoce una rentabilidad razonable integral del 7,398 % anual (Orden TED/171/2020), conformada por tres componentes:
1. Retribución a la Inversión (Rinv)
o Finalidad: devolver al inversor el coste de capital anticipado para construir la planta, mediante anualidades calculadas al tipo de rentabilidad fijado.
o Protección legal: al no depender de la producción ni del precio horario, no puede minorarse por seis horas consecutivas de precio a 0 € o negativas. Cualquier descuento sobre la Rinv vulnera el principio de seguridad jurídica y confianza legítima (Art. 9.3 CE; STC 270/2015) y la doctrina que impide pérdida estructural de la inversión (STS 2414/2016, STS 4057/2019).
2. Retribución a la Operación (Rop)
o Finalidad: cubrir costes de O&M, seguros e impuestos de explotación.
o Cálculo: coste anual de operación dividido por la producción de referencia.
o Posibles ajustes: puede quedar sujeto al “factor k” si la norma de rango de RD lo prevé expresamente, pero no a descuentos automáticos por horas cero sin habilitación legal previa.
3. Retribución de Mercado
o Finalidad: ingresos efectivos de venta de energía al pool eléctrico.
o Cálculo: suma hora a hora de (precio del pool × energía vertida).
Indivisibilidad y principios aplicables
• Aunque se calculan por métodos distintos, la normativa los agrupa en un único derecho retributivo al 7,398 %. No existe disposición que permita recortar uno de los componentes sin mermar la rentabilidad global.
• Seguridad jurídica y confianza legítima (Art. 9.3 CE): prohíben recortes retroactivos de derechos consolidados.
• Doctrina TS y TJUE (STS 4057/2019; Masdar, Novenergia): refrendan que los recortes sin habilitación legal y sin respeto de expectativas legítimas son nulos.
Alegato de reclamación
• La Rinv, como pago destinado a amortizar el capital invertido, es inatacable por precios horarios negativos o nulos.
• Cualquier descuento horario solo podría revisarse—si la norma de mayor rango lo contemplase—sobre la prima o la Rop, nunca sobre la Retribución a la Inversión.
✔️ Derecho internacional y protección de la inversión bajo tratados multilaterales
1. Tratado de la Carta de la Energía (TCE)
o Ámbito y obligaciones: España ratificó el TCE en 1998, comprometiéndose a no imponer “medidas que alteren de manera significativa las condiciones económicas de inversión” (Art. 10.1 TCE) ni aplicar “medidas retroactivas” que perjudiquen a los inversores (Art. 13.1 TCE).
o Cláusula de estabilización: el Art. 10 garantiza la estabilidad y previsibilidad del marco regulatorio, prohibiendo reformas que destruyan legítimas expectativas económicas sin compensación adecuada.
2. Jurisprudencia de arbitrajes internacionales
o Charanne y constructiones v. España (CiADI No. ARB/14/10): el tribunal concluyó que los recortes introducidos en España vulneraron el Art. 10.1 TCE al alterar retroactivamente el régimen retributivo de las plantas ya operativas, debiendo corresponder compensación.
o Eiser Infrastructure Limited v. España (CiADI No. ARB/13/36): se dictaminó que las modificaciones normativas de 2010 y 2013 contravinieron la confianza legítima de los inversores y la estabilización prometida, concediéndose indemnización.
o Masdar Solar & wind Cooperatief U.A. v. España (CiADI No. ARB/14/1): el tribunal entendió que los cambios legislativos sin base clara rompieron el equilibrio contractual implícito y reconoció el derecho de los inversores a reparaciones.
✔️ 3. Derecho internacional: principios generales aplicables también a inversores nacionales
Aunque el Tratado de la Carta de la Energía (TCE) ha sido invocado principalmente por inversores extranjeros en arbitrajes internacionales, su contenido expresa principios jurídicos internacionales consolidados que son también referencia interpretativa en el ámbito nacional, especialmente en relación con:
• La prohibición de retroactividad lesiva,
• La protección de la confianza legítima,
• El respeto a las expectativas razonables generadas por marcos regulatorios estables.
�� El Artículo 10.1 del TCE impone al Estado la obligación de proporcionar a las inversiones un trato justo y equitativo, lo cual incluye estabilidad regulatoria y protección contra cambios retroactivos que menoscaben el equilibrio económico esperado por el inversor.
�� Aunque los tribunales internacionales no son accesibles para productores nacionales, los principios que fundamentan sus fallos sí son invocables como referencia doctrinal y de interpretación de derechos constitucionales en el marco contencioso español (Art. 10.2 CE, que remite a los tratados internacionales como fuente interpretativa de derechos fundamentales).
�� Las sentencias internacionales contra España (Masdar, Novenergia, Eiser, Antin...) constatan que los cambios normativos alteraron ilegítimamente el régimen retributivo del RD 661/2007, rompiendo la expectativa de una rentabilidad estable basada en normas claras y específicas. Esto refuerza el argumento jurídico nacional sobre la existencia de una regresividad normativa incompatible con la seguridad jurídica.
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✔️ 4. Fundamento constitucional: Seguridad jurídica y confianza legítima
La aplicación retroactiva de recortes mediante la Orden TED/875/2023 y resoluciones conexas vulnera principios constitucionales básicos, que sí son plenamente exigibles por productores nacionales ante la jurisdicción contencioso-administrativa.
�� Artículo 9.3 de la Constitución Española (CE):
Establece la interdicción de la arbitrariedad de los poderes públicos y prohíbe la retroactividad de disposiciones restrictivas de derechos individuales o patrimoniales. El RD 661/2007 generó expectativas legítimas y derechos económicos consolidados al fijar condiciones económicas precisas para toda la vida útil de las plantas.
�� Jurisprudencia del Tribunal Constitucional:
• STC 270/2015 reconoce que los regímenes retributivos como el RD 661/2007 generaron legítimas expectativas económicas protegidas, aunque admite que ciertos cambios pueden ser válidos si son proporcionados, justificados y no eliminan la rentabilidad razonable.
• No obstante, cualquier alteración que afecte de forma directa a elementos esenciales del retorno esperado (como la Retribución a la Inversión) puede considerarse desproporcionada y, por tanto, inconstitucional.
�� Doctrina del Tribunal Supremo:
• STS 2414/2016 y STS 4057/2019 establecen que los recortes retributivos no pueden comprometer la rentabilidad razonable de las plantas, y que se debe respetar la confianza legítima de los inversores que se acogieron a un régimen estable.
�� Aplicación a los recortes por seis horas a 0 €/MWh:
• Estas medidas no estaban previstas en la norma retributiva de 2014 ni en la Ley 24/2013.
• Se introducen de forma sobrevenida en 2023, afectando retroactivamente a instalaciones que ya habían hecho sus inversiones y planificado su retorno bajo condiciones diferentes.
• Además, al afectar incluso a la Retribución a la Inversión, que está diseñada para amortizar el coste fijo de la planta independientemente del precio horario, se compromete la recuperación del capital invertido y se produce una alteración de elementos esenciales del régimen económico, sin justificación suficiente.
✔️ 5. Aplicación de recortes por precios horarios a 0 €/MWh o negativos: origen, legalidad y argumentos para impugnación
Desde mediados de 2023 se han comenzado a aplicar recortes en la retribución regulada de ciertas instalaciones renovables, incluyendo plantas acogidas al RD 661/2007, cuando se produce energía durante seis o más horas consecutivas con precios del mercado a 0 €/MWh o negativos.
❌ Origen no previsto en la normativa retributiva original
Estos recortes no estaban contemplados en el RD 413/2014 ni en la Ley 24/2013, que constituyen el nuevo marco retributivo a partir de la reforma del sector eléctrico.
La figura del recorte por seis horas a 0 €/MWh aparece por primera vez mediante la Orden Ministerial TED/875/2023, de 20 de julio, junto a resoluciones de la CNMC, en ejecución de lo previsto en el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre el mercado interior de la electricidad.
Este reglamento europeo permite (pero no obliga) a los Estados miembros a limitar el pago de compensaciones o ayudas durante periodos en que el precio del mercado sea cero o negativo durante al menos seis horas consecutivas (art. 12 del Reglamento). Sin embargo:
• La aplicación por parte de España no se realizó mediante una modificación formal de la fórmula retributiva contenida en el RD 413/2014, sino por vía de una orden ministerial y resoluciones administrativas, sin pasar por el procedimiento legislativo ordinario ni convalidación parlamentaria.
• No se distingue entre instalaciones acogidas antes o después del nuevo marco retributivo, afectando también a plantas protegidas por disposiciones transitorias o por su adscripción al RD 661/2007.
⚠️ Impacto jurídico y económico
1. Modifica de facto la fórmula de cálculo de la Retribución a la Inversión (Rinv), la cual no depende ni del precio del mercado ni de la producción horaria, sino del coste de capital de construir la instalación.
2. Esta alteración menoscaba el derecho a la rentabilidad razonable del 7,398 %, establecida en la Orden TED/171/2020, pues impone un recorte no previsto en el diseño financiero del modelo regulatorio.
3. La Rinv, por definición, es una anualidad fija, que remunera el coste de construcción a lo largo de la vida útil. No es jurídicamente admisible vincular su devengo a condiciones horarias del mercado eléctrico, puesto que su base no es ni la energía generada ni el precio horario, sino el capital invertido (reconocido como instalación tipo).
⚖️ Argumentos jurídicos de impugnación
• Violación del principio de jerarquía normativa: la Rinv fue establecida por real decreto y desarrollada por norma con rango de ley. Su alteración exige norma de igual o superior rango, no pudiendo ser modificada por orden ministerial ni resolución de la CNMC.
• Retroactividad lesiva no justificada: se aplica a instalaciones que ya estaban construidas, operativas e inscritas, basándose en normas posteriores a su puesta en marcha. Esto viola el principio de seguridad jurídica y confianza legítima (Art. 9.3 CE).
• Invasión de un componente no vinculado al mercado: al recortar la Rinv (coste de inversión), se altera un pilar inamovible del régimen económico, protegido incluso por la propia jurisprudencia del Tribunal Supremo (STS 4057/2019), que prohíbe minoraciones que rompan el equilibrio económico de la inversión.
• Deficiente transposición del Reglamento europeo: la UE permite esa limitación de pagos durante horas a 0 €, pero no obliga a aplicarla ni a incluir en ella instalaciones anteriores al nuevo régimen. Su aplicación retroactiva no está impuesta por el Derecho de la UE y, por tanto, es opción del Estado español, sujeta a límites constitucionales.
✅ Alegato de reclamación
“La aplicación retroactiva del criterio de las seis horas consecutivas a 0 €/MWh para suspender el pago de la Retribución a la Inversión (Rinv), prevista únicamente en una orden ministerial de 2023, carece de cobertura normativa suficiente, viola principios constitucionales básicos y distorsiona la arquitectura jurídica y económica del régimen especial reconocido por el RD 661/2007 y sus subsiguientes normas de adaptación. Además, no responde a una exigencia vinculante del Derecho de la Unión, por lo que es jurídicamente impugnable en vía administrativa y contenciosa.”
✔️ 6. ¿Puede exigirse la eliminación inmediata de estos recortes?
Sí, legalmente puede exigirse la eliminación inmediata o la suspensión cautelar de los recortes aplicados a la retribución regulada, en particular cuando afectan a instalaciones bajo el RD 661/2007.
Aunque el camino jurídico pueda ser largo y complejo, existen bases sólidas para impugnar y detener cautelarmente su aplicación, especialmente cuando:
• Se produce una minoración grave e injustificada de la Retribución a la Inversión (Rinv), cuya finalidad es recuperar el capital invertido, independientemente de las condiciones horarias del mercado.
• La retribución global de la planta cae por debajo de la rentabilidad razonable garantizada (7,398 %), alterando el equilibrio económico del régimen retributivo.
⚖️ Fundamento jurídico
1. Principios constitucionales invocados:
o Art. 9.3 CE: prohíbe la retroactividad lesiva, garantiza la seguridad jurídica y la confianza legítima.
o Art. 24 CE: derecho a la tutela judicial efectiva.
2. Jurisprudencia consolidada:
o Tribunal Supremo (STS 2414/2016, STS 4057/2019): los recortes normativos no pueden suponer una “pérdida estructural” de la inversión ni quebrar la rentabilidad razonable.
o En estos precedentes, el Supremo ha reconocido que los límites a la retribución deben ser proporcionados, no arbitrarios y deben respetar el derecho del inversor a recuperar su inversión con una rentabilidad adecuada.
3. Procedimientos habilitados:
o Recurso contencioso-administrativo frente a la Orden TED/875/2023 o actos conexos (resoluciones de la CNMC).
o Solicitud de medidas cautelares ante el Tribunal Supremo si se justifica que la aplicación de los recortes puede producir perjuicios irreparables o de muy difícil reparación.
o Posibilidad de solicitar tramitación preferente o urgente si se demuestra que el mantenimiento de los recortes pone en peligro la viabilidad económica de la planta.
�� ¿Cuánto tarda una medida cautelar urgente ante el Supremo?
Si el daño económico se acredita como inmediato, estructural y creciente, el Tribunal Supremo puede resolver sobre una medida cautelar urgente en un plazo aproximado de 1 a 3 meses desde la presentación formal de la solicitud, dependiendo de la carga de trabajo de la sala y de la urgencia justificada.
Este procedimiento puede incluso paralizar la aplicación del recorte mientras se resuelve el fondo del recurso si el tribunal considera que el perjuicio alegado es grave y verosímil.
✅ Argumentos para exigir la suspensión inmediata o eliminación
• La retribución recortada corresponde a la Rinv, la cual no depende del precio horario ni de la producción efectiva, por lo que el descuento aplicado no tiene respaldo legal suficiente.
• La Orden Ministerial que introduce esta medida lo hace sin una reforma explícita de las normas con rango legal, violando el principio de jerarquía normativa.
• El daño económico es inmediato, estructural y creciente, especialmente en determinadas zonas geográficas con alta penetración renovable (donde se alcanzan más episodios de 6 horas a 0 €).
• Existen precedentes judiciales favorables, incluyendo fallos del Tribunal Supremo, que han anulado normas retroactivas o desproporcionadas cuando se ha demostrado un perjuicio grave y contrario al marco legal establecido.
�� Conclusión práctica
Es posible y legalmente defendible pedir la suspensión urgente de estos recortes e incluso su eliminación definitiva, a través de un recurso contencioso-administrativo y medidas cautelares, basándose en la alteración de un derecho económico garantizado (la rentabilidad razonable), en violación de los principios constitucionales y sin respaldo normativo suficiente.
La carga de la prueba recae en demostrar que la aplicación de estas medidas rompe el equilibrio económico financiero protegido, pero existen argumentos jurídicos, normativos y precedentes jurisprudenciales que permiten sostener esta reclamación con fundamento.
Si se acredita un daño económico grave e inminente, el Tribunal Supremo podría resolver sobre la medida cautelar en un plazo de entre 1 y 3 meses, pudiendo paralizar los efectos del recorte hasta que se resuelva el recurso principal.