CONTENCIO PREIO DEL GAS NATURAL

Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad.

Estos Documentos, con los que puedan modificar o les acompañan, se han incorporado a los contenidos ya existentes en el siguiente TÍTULO publicado y a su disposición:

BOE de 15 de septiembre de 2021

TEXTO ORIGINAL

MODIFICA:

Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2021.

Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono        social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica.

Real Decreto-ley 5/2021, de 12 de marzo, de medidas extraordinarias de apoyo a la solvencia empresarial en respuesta a la pandemia de COVID-19.

los anexos II, III y IV y adición de un anexo VII del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica

I

La electricidad es una variable sistémica de la economía que afecta a familias, autónomos, empresas, industria y a la economía en su conjunto. El precio de la electricidad en el mercado mayorista está estrechamente ligado a la evolución de la cotización del gas natural en los mercados internacionales.

Desde febrero del año 2021, la cotización del gas natural en los mercados europeos se ha incrementado bruscamente en más de un 250 %, alcanzando niveles sin precedentes e impactando directa y negativamente sobre el precio de la electricidad en el mercado mayorista.

En este contexto y debido al carácter sistémico que la energía, en general, y la electricidad, en particular, tienen para la economía y los graves efectos distorsionadores que esta situación está provocando sobre los hogares, las pymes y la industria, resulta necesario adoptar medidas regulatorias urgentes y extraordinarias que, siendo plenamente compatibles con el ordenamiento nacional y comunitario, corrijan dichos efectos y protejan a los consumidores ante la llegada de los meses del otoño e invierno, correspondientes con los de mayor consumo energético.

Los elevados precios que se vienen produciendo en los últimos meses en el mercado mayorista de la electricidad están generando una creciente alarma social y son motivo de una evidente preocupación, dado el papel fundamental que la electricidad juega en las economías domésticas, con especial incidencia en aquellos colectivos más vulnerables, por lo que es necesario corregir esta situación que ponen riesgo la competitividad de nuestra economía e impacta negativamente sobre las economías domésticas.

Este incremento sostenido del precio de la electricidad en el mercado mayorista viene observándose desde el mes de febrero de 2021, momento en el que la electricidad marcó su mínimo anual en términos mensuales (el precio medio aritmético en dicho mes, según los datos del Operador del Mercado Ibérico Español –en adelante, OMIE–, se situó en 28,49 €/MWh), pero se ha visto claramente agravado en los últimos meses, alcanzándose unos niveles nunca antes vistos. Así, el 21 de julio de 2021 se batió el anterior precio máximo diario de la electricidad de la serie histórica desde la puesta en marcha del mercado ibérico de la electricidad en 2004, alcanzándose un valor de 106,57 €/MWh y, desde entonces, este precio se ha visto superado en numerosas ocasiones, siendo el último de estos precios máximos el correspondiente con el 13 de septiembre de 2021, donde el precio medio diario se ha situado en 154,16 €/MWh. De este modo, los meses de julio y agosto se han cerrado con unos precios medios aritméticos de 92,42 €/MWh y 105,94 €/MWh, respectivamente, lo que sitúa el incremento del precio mayorista de la electricidad en más de un 250 % desde aquel mínimo anual observado en febrero de 2021.

Así, las medidas contempladas en este real decreto-ley engloban simultáneamente la dimensión social y económica de la grave y extraordinaria situación que se está viviendo en los mercados energéticos. Todas ellas van dirigidas en una misma dirección: Amortiguar la brusca escalada de precios de la electricidad, que se traduce en muchos casos en una factura de electricidad difícil de asumir para los consumidores, especialmente para aquellos en situación de mayor vulnerabilidad energética.

Las medidas tratan de frenar de manera inmediata el efecto que el incremento del precio de la electricidad está teniendo en el resto de sectores de la economía, lo que ya se está reflejando en los datos más recientes del índice de precios al consumo (con la consecuente pérdida de poder adquisitivo de los consumidores y una pérdida de competitividad para la industria y el sector servicios). Permitirán contrarrestar la eventual prolongación de la actual situación en los próximos meses, coincidentes con la llegada del periodo invernal, lo que previsiblemente traerá consigo un incremento de la demanda de electricidad en un momento en el que la energía despliega por completo todos sus efectos como bien esencial para las economías domésticas.

Esta evolución brusca y sin precedentes del gas natural, con un efecto muy negativo sobre la economía, coincide en el tiempo con el inicio de la senda de recuperación económica tras la crisis sanitaria causada por la pandemia del COVID-19. Ello supone un riesgo de ralentización de la recuperación.

Esta situación amenaza también la consecución de los objetivos de descarbonización de la economía, a los que el Reino de España se ha comprometido en el contexto de la Unión Europea, y que se han visto plasmados en el «Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030» y en la «Estrategia a Largo Plazo para una Economía Española Moderna, Competitiva y Climáticamente Neutra en 2050». Y esto es así puesto que los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero solo podrán alcanzarse por medio del incremento del grado de electrificación de los usos finales de la energía, lo que sumado a la creciente integración de renovables en el «mix» eléctrico, permitirán alcanzar la meta de la neutralidad climática en 2050. Por todo ello, una señal de precio asequible y razonable de la electricidad resulta crucial para que dicho proceso de electrificación se acelere, incentivando la utilización de medios de transporte electrificados y mejorando la competitividad de los procesos industriales que usan como fuente primaria de energía la electricidad, de tal forma que se vean desplazados del «mix» energético aquellos combustibles más contaminantes y, por ende, coadyuvando a la reducción de la huella de carbono a nivel nacional.

II

Uno de los aspectos más preocupantes de la actual escalada de precios de la electricidad es su impacto sobre los consumidores más vulnerables. Así, tal y como ya recogía la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024, se pone de manifiesto la necesidad de articular instrumentos complementarios de protección de los consumidores de energía eléctrica en situación de vulnerabilidad, propuesta que adquiere hoy aún mayor relevancia en el actual contexto de precios de la electricidad y tras la situación provocada en 2020 por la pandemia de la COVID-19 que ha provocado, en términos generales, una pérdida del poder adquisitivo de las familias.

En concreto, la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2014, señalaba la necesidad de proteger a los hogares de las consecuencias de la pobreza energética, garantizando el derecho al suministro eléctrico a todos los consumidores vulnerables a través de un Suministro Mínimo Vital (SMV) que evite la desconexión total de su suministro.

De esta forma, por medio de este real decreto-ley se introduce un artículo 45 bis y se modifica el apartado 3 del artículo 52 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, estableciéndose como medida de protección al consumidor un suministro mínimo vital para los consumidores vulnerables perceptores del bono social eléctrico. Así, el período de cuatro meses contemplado en la normativa actual para que el consumidor vulnerable haga frente al pago de su factura de electricidad sin que su suministro se vea interrumpido, se extiende seis meses adicionales, durante los cuales se fijará una potencia tal que garantice unas condiciones mínimas de confort a los hogares acogidos a dicha medida. De esta forma, por tanto, se amplía nuevamente la esfera de protección de los consumidores en situación de vulnerabilidad energética, alargando el plazo que permite desencadenar el procedimiento de solicitud de suspensión del suministro, y dando por ello respuesta al mandato establecido en la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019–2024.

Dicha reforma con rango legal se complementa con la modificación del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, de tal forma que el desarrollo reglamentario pueda adaptarse de manera inmediata a las modificaciones introducidas con rango de ley.

III

Adicionalmente, por medio de este real decreto-ley se introducen un conjunto de medidas que contribuyen a la reducción de los costes de la factura final eléctrica.

En primer término, se prorroga un trimestre adicional la suspensión temporal del Impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica.

Por medio del Real Decreto-ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad energética y en materia de generación de energía, y sobre gestión del canon de regulación y de la tarifa de utilización del agua, se estableció la suspensión temporal, para el tercer trimestre de 2021, del impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica, puesto que la evolución de precios de la electricidad ya observada en aquel momento, permitía articular aquella medida sin menoscabo de la sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico.

Considerando que la situación en relación con los precios mayoristas de la electricidad no ha hecho sino agravarse, parece conveniente prolongar dicha medida durante el último trimestre del año, de tal forma que, en suma, el referido tributo quedará suspendido durante el segundo semestre completo del ejercicio 2021.

De esta forma, mediante la exoneración del impuesto, los productores, en tanto que sujetos obligados de dicho tributo, podrán volver a ofertar precios más competitivos que redunden favorablemente en los consumidores al verse reducido uno de sus costes operativos.

Esta suspensión temporal, de acuerdo con las mejores estimaciones de ingresos y costes, es compatible con un cierre del ejercicio 2021 del sistema eléctrico en equilibrio, respetándose el principio de sostenibilidad económica y financiera consagrado en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Asimismo, para dar respuesta a la situación generada por el incremento de los precios de la electricidad, se establece de forma excepcional y transitoria, hasta el 31 de diciembre de 2021, una reducción del tipo impositivo del Impuesto Especial sobre la Electricidad, regulado en la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales, del 5,11269632 por ciento al 0,5 por ciento.

Dicho impuesto indirecto, que recae sobre el consumo de la electricidad, está armonizado a nivel comunitario según los preceptos de la Directiva 2003/96/CE del Consejo, de 27 de octubre de 2003, por la que se reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos energéticos y de la electricidad. Según dicha Directiva, los niveles mínimos de imposición no pueden ser inferiores a 0,5 euros por megavatio-hora si dicha electricidad se utiliza con fines profesionales, o a 1 euro por megavatio-hora en el resto de los casos.

Por consiguiente, si, como resultado de aplicar el tipo impositivo del 0,5 por ciento sobre la base imponible del Impuesto Especial sobre la Electricidad, la tributación efectiva es inferior a 1 euro por megavatio-hora suministrado o consumido, el importe a satisfacer por dicho Impuesto no podrá ser inferior a esa cuantía.

En el supuesto de la electricidad suministrada o consumida en usos industriales, tienen dicha consideración los efectuados en alta tensión o en plantas e instalaciones industriales, así como los efectuados en baja tensión con destino a riegos agrícolas, o en el supuesto de la electricidad suministrada o consumida en embarcaciones atracadas en puerto que no tengan la condición de embarcaciones privadas de recreo o en el transporte por ferrocarril, el resultado de aplicar el tipo impositivo del 0,5 por ciento sobre la base imponible del Impuesto Especial sobre la Electricidad no podrá ser inferior a 0,5 euros por megavatio-hora suministrado o consumido.

La energía eléctrica suministrada o consumida en procesos de reducción química, electrolíticos, metalúrgicos, mineralógicos o en actividades industriales cuyo valor de la electricidad suministrada o consumida represente más del 50 por ciento del producto fabricado, de acuerdo con los preceptos de la Directiva 2003/96/CE, no estará sometida a los niveles mínimos de imposición a los que se ha hecho referencia.

También se ha ampliado el importe correspondiente a los derechos de emisión de gases de efecto invernadero que se destinarán a la financiación de los costes del sistema eléctrico previstos en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, referidos al fomento de renovables.

Así, la disposición adicional centésima trigésima segunda de la Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado, fijó dicha cuantía en 1.100 millones de euros, pero dados los mayores ingresos obtenidos como consecuencia del incremento de la cotización de los derechos de emisión de CO₂, se ha considerado oportuno ampliar dicho importe máximo hasta los 2.000 millones de euros, destinados a la reducción automática de los cargos del sistema eléctrico.

IV

Por otro lado, se fomenta la contratación de energía a plazo por medio de instrumentos de mercado de los que puedan verse beneficiados todos los consumidores.

Los efectos de elevados precios de los mercados sostenidos en el tiempo sobre el funcionamiento del mercado suponen un riesgo para la viabilidad de las comercializadoras de empresas no verticalmente integradas, por la dificultad que tienen para cubrirse en los mercados a plazo dada la reducida liquidez del mercado a plazo español frente a otros mercados europeos, no contando con la cobertura natural que les proporciona la generación a las empresas verticalmente integradas. Esta dificultad de cobertura en un periodo de precios altos mantenido en el tiempo es asimétrica entre comercializadores que cuentan o no con la cobertura natural que proporciona la integración vertical y podría dificultar la competencia en el mercado minorista entre las empresas verticalmente integradas y las que no lo son.

La liquidez de los mercados a plazo, junto a la transparencia, son aspectos fundamentales para el adecuado funcionamiento de los mercados mayoristas de electricidad, por su incidencia sobre la correcta formación de los precios a plazo y sobre la atracción a la participación en los mismos de un mayor número de agentes (con posiciones contrarias y diferentes perfiles de riesgo), que pueden abrir y cerrar posiciones con mayor facilidad.

En un mercado a plazo líquido los participantes en el mercado disponen de referencias de precios que les permiten formar sus expectativas sobre los precios futuros. Por lo tanto, los participantes pueden evaluar con mayor precisión el precio del mercado y negociar en consecuencia. Por el contrario, cuando el mercado a plazo no tiene liquidez, el descubrimiento de precios es más difícil y costoso, y puede dar lugar a una prima de riesgo de los contratos a plazo más elevada. A su vez, las primas de riesgo más elevadas pueden desincentivar una mayor participación en el mercado, con el efecto de una mayor reducción de la liquidez del mismo, generándose de esta forma un círculo vicioso que redunda en mayores costes y mayor riesgo soportado por los participantes en el mercado.

A pesar de que la evolución de la liquidez del mercado a plazo español en los dos últimos años ha sido positiva, esta es todavía significativamente inferior a la registrada en 2013 (año en el que el volumen de negociación alcanzó un máximo histórico, que representó el 150 % de la demanda de electricidad) y sigue siendo muy inferior a la de otros mercados a plazo europeos, como el alemán y el francés.

La situación anterior, intensificada por la evolución creciente de precios en los mercados mayoristas, tiene efectos negativos para los participantes en el mercado, ya que limita las posibilidades de los agentes de cubrir a plazo los riesgos de precio y cantidad, dejándolos expuestos a la volatilidad creciente del mercado al contado. Desde el punto de vista de la oferta, la insuficiente liquidez del mercado a plazo limita la posibilidad de desarrollo de proyectos renovables en mercado, sin régimen retributivo regulado, ya que incrementa los costes de financiación de los proyectos, hasta el punto de hacerlos inviables, especialmente para los promotores más pequeños. Por tanto, esta situación afecta negativamente a la competencia en el mercado al limitar la entrada de nuevos operadores, tanto en el mercado mayorista como en el minorista.

Desde el punto de vista de la demanda, las comercializadoras independientes y los grandes consumidores, incluidos los industriales electrointensivos, tienen menos opciones para adquirir un volumen de energía significativo a plazos superiores al trimestre sin pagar una prima elevada, lo que condiciona negativamente sus decisiones de inversión y sus planes de negocio ante el riesgo de que sus costes energéticos se vean incrementados sin una cobertura adecuada. Los pequeños consumidores, especialmente los acogidos al precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), al estar expuestos a la volatilidad del mercado diario al contado, sufren fuertes incrementos continuados de precios en escenarios como el que se está registrando en los últimos meses, con una fuerte incertidumbre sobre el precio que va a afrontar este tipo de consumidores en el futuro.

De acuerdo con los informes de supervisión y seguimiento del mercado mayorista elaborados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, uno de los factores que más contribuyen a esta insuficiente liquidez de los mercados a plazo españoles es la falta de incentivo a la participación en los mercados a plazo de los grupos verticalmente integrados, ya que disponen de una cobertura natural sobre el riesgo del precio del mercado diario que instrumentalizan mediante contratos bilaterales intragrupo.

Esta circunstancia no es un problema en sí mismo si el grupo en cuestión no tiene una cuota de mercado significativa. Sin embargo, la existencia de grupos verticalmente integrados con cuotas relevantes, con una correlación alta entre las necesidades de sus negocios de generación y comercialización y con tecnologías inframarginales con un volumen de producción base garantizado estable, puede generar barreras de entrada al mercado minorista para otros comercializadores no integrados, al no encontrar facilidades para contratar a plazo en el mercado mayorista, menos aún a los costes de dichas tecnologías. Si los grupos verticalmente integrados no tienen incentivo a participar en los mercados a plazo, la liquidez de dicho mercado a plazo puede verse afectada, reduciendo las opciones de los agentes de menor tamaño y consumidores para obtener la cobertura que necesitan a través de contratos a plazo a precios competitivos.

En las circunstancias excepcionales actuales y ante esta estructura de mercado, junto con la falta de liquidez en los mercados a plazo, se hace necesario introducir un instrumento que favorezca la entrada e impulse el desarrollo de empresas con actividad de comercialización, fomentando así la competencia en el mercado minorista para asegurar menores precios para el consumidor final.

Como mecanismo para incentivar nuevas entradas en el mercado y/o reforzar la posición de los comercializadores más pequeños, los instrumentos coercitivos de contratación a plazo, en particular en su formato de subastas de contratos de compra de energía a largo plazo, pueden diseñarse con el objetivo de proporcionar un acceso a la generación en base que proporcionan las tecnologías de generación inframarginal no emisoras de CO₂ del mercado español.

Mediante estas subastas se pone a disposición de agentes con perfil de demanda una parte de la generación inframarginal, gestionable y no emisora de CO₂ durante un periodo de vencimiento pre-establecido, por medio de contratos específicos a plazo. La definición del tipo de energía que va a participar en estas subastas responde a criterios medioambientales, técnicos y económicos, asociados a las mayores posibilidades de garantizar la firmeza de la energía comprometida a un precio asequible, pero sin menoscabar en ningún caso los principios rectores de política energética que presiden la actual senda de descarbonización de la economía.

Mediante el artículo 3 se dispone que el Gobierno apruebe un calendario de subastas de contratos de compra de energía a plazo, se regulan sus aspectos esenciales y se da un mandato para que la primera de estas subastas se celebre antes de final de este año. Los sujetos vendedores serán los operadores dominantes en generación, y los compradores podrán ser las comercializadoras no pertenecientes a alguno de los grupos empresariales cuya matriz haya sido considerada como operador principal en el sector eléctrico y que dispongan de cartera de clientes de electricidad, los consumidores directos en mercado (grandes consumidores) o sus representantes.

Asimismo, podrán concurrir como compradoras las comercializadoras de referencia, una vez actualizada la fórmula de cálculo del precio de la energía del PVPC de forma que se vincule a este mecanismo.

Esta regulación contribuirá a mejorar la liquidez y la competencia en los mercados a plazo, facilitando la realización de coberturas tanto a participantes actuales como a nuevos entrantes. La actual coyuntura de precios elevados en el mercado mayorista y sus efectos sobre los consumidores domésticos/comerciales e industriales en el actual contexto de recuperación económica tras la reciente pandemia, justifican la extraordinaria y urgente necesidad y su adopción mediante real decreto-ley.

Se trata de una regulación adecuada y proporcionada al fin que persigue, pues logra los objetivos planteados de una manera más eficaz, eficiente que otras alternativas más intervencionistas, como podría ser la obligación de venta de activos de generación. Asimismo, la configuración del instrumento como un mecanismo de mercado, mediante subastas que aseguran la fijación de precios competitivos, contribuye al cumplimiento del principio de proporcionalidad.

V

Otra de las medidas aprobadas es la articulación de un mecanismo de minoración del exceso de retribución que determinadas instalaciones están percibiendo como consecuencia del funcionamiento marginalista del mercado.

La evolución de la cotización de los derechos de emisión en el mercado europeo, muestra valores superiores a los 60 €/ton, e incrementos del 120 % respecto al valor de hace un año. Por otro lado, el incremento de la cotización alcista sin precedentes del gas natural en los distintos «hubs» nacional e internacionales (en el mercado ibérico del gas, gestionado por MIBGAS, el precio de cotización de gas spot en el punto virtual de balance –PVB– ha superado recientemente los 60 €/MWh, frente a los precios mínimos del año registrados en febrero, que se situaban en el entorno de los 15 €/MWh. Por tanto, un incremento anual de casi el 300 %).

El precio del gas natural es determinante en la fijación del precio del mercado diario, en tanto que su efecto es multiplicador (aproximadamente, un incremento de 1 €/MWh del gas supone un incremento de 2 €/MWh de electricidad), frente al precio del CO₂, cuya señal se traslada al precio de la electricidad de una forma más atenuada (un incremento de 1 €/tCO₂ supone un incremento de 0,37 €/WMh el precio de la electricidad, dado el factor de emisión específico del ciclo combinado).

Esta situación se conjuga con un modelo de mercado marginalista, que viene determinado por la regulación europea, y que establece que todas las instalaciones de producción funcionando en una determinada hora perciben el mismo precio, correspondiente al ofertado por la última instalación que ha resultado casada para abastecer la demanda en dicha hora. Este diseño marginalista, entre otros, permite que las referidas señales de precios y externalidades funcionen, ya que las instalaciones más limpias y, en general, más competitivas, perciben unos mayores ingresos, lo que incentiva su instalación y entrada en el mercado, sustituyendo a las más contaminantes y, en general, menos competitivas.

Sin embargo, en tanto no se produzca el desplazamiento definitivo de las centrales de generación que dependan de variables como la cotización del gas natural, la señal de precio seguirá siendo marcada por tecnologías emisoras (directamente o, de manera indirecta, por coste de oportunidad de otras tecnologías).

En este contexto, resulta evidente el diferencial entre costes de generación beneficios de instalaciones no emisoras e inframarginales. Y si bien esta circunstancia es el resultado natural del diseño marginalista del mercado antes expuesto, es imprescindible incorporar instrumentos regulatorios que, ante las excepcionales circunstancias de los mercados de materias primas, limiten de manera temporal el exceso de retribución obtenido por dichas instalaciones en detrimento de todos los consumidores.

En el caso del CO₂, actualmente se encuentra en sede parlamentaria el proyecto de ley por la que se actúa sobre la retribución del CO₂ no emitido del mercado eléctrico, que tiene como objetivo minorar el exceso de retribución de aquellas instalaciones no emisoras que, no pudiendo prever los beneficios extraordinarios asociados a la creación del mercado europeo de derechos de emisión (ETS) creado en el año 2003 en el momento de la decisión de inversión (que fue anterior a dicha fecha), actualmente son destinatarios del denominado dividendo del CO₂ (exceso de retribución que obtienen dichas instalaciones no emisoras e inframarginales).

La situación del gas en los mercados internacionales tiene su origen, fundamentalmente, en desajustes entre la oferta y la demanda a consecuencia de una recuperación global más rápida de lo esperado que no ha sido acompasada con los mismos niveles de producción. Esta valoración viene refrendada por la cotización de los futuros de gas en los principales parqués internacionales de negociación del referido producto energético, donde se pueden observar unos valores de cotización similares a los observados en los últimos años (en promedio) y, por tanto, la medida a adoptar a este respecto, desde un punto de vista regulatorio, debe recoger este marcado carácter temporal, si bien el instrumento de minoración planteado guarda muchas similitudes en su esquema de cálculo a aquel confeccionado para llevar a cabo la minoración del CO₂.

Para ello, se regula la minoración de la retribución de las centrales inframarginales y no emisoras, por un importe proporcional al valor de la cotización del precio del gas natural en el mercado ibérico de gas. Además, la minoración de la retribución se aplicará únicamente a las centrales no emisoras en el territorio peninsular, quedando excluidas las instalaciones de generación que perciban un régimen retributivo específico (renovables, cogeneración y residuos).

Asimismo, también se excluyen las instalaciones de reducido tamaño (<10 MW) por razones de capacidad económica, teniendo en cuenta sus elevados costes fijos y menor rentabilidad inherentes a las instalaciones de menor tamaño.

Por otro lado, este instrumento resultará de aplicación únicamente hasta el 31 de marzo de 2022, momento en el cual se espera que la cotización del referido hidrocarburo haya vuelto a valores promedios observados en los últimos años. A mayor abundamiento, el propio instrumento de minoración establece un suelo en el precio del gas a partir del cual se aplica la medida de 20 €/MWh, valor que corresponde, aproximadamente, con el precio promedio del mercado ibérico del gas, MIBGAS, desde su puesta en funcionamiento de 2017, de tal forma que, si el precio del combustible resulta inferior a dicho umbral, la minoración de la retribución será nula.

El mecanismo se aplicará a la retribución percibida por la cantidad total de energía producida por las instalaciones afectadas en el periodo de liquidación considerado, medida en barras de central, y con independencia de la modalidad de contratación utilizada. Es decir, también se minorará la energía vendida fuera del mercado diario, a través de contratos bilaterales, ya que toda ella está internalizando el coste de oportunidad de venderla en el mercado diario, donde existe la internalización del coste del gas natural.

A estos efectos, a partir de la información facilitada por el Operador del Mercado (OMIE) relativa a las centrales que han marcado el precio marginal del mercado en cada hora, se calculará el nivel de internalización medio mensual del coste del gas natural en el precio del mercado mayorista. Para ello, se establecen un rendimiento medio del ciclo combinado de gas natural, que servirá como referencia del grado de internalización del precio del gas natural.

En las horas en las que el precio marginal haya sido marcado por otra tecnología distinta del ciclo combinado, se asumirá que la oferta ha internalizado el coste de emisión de las centrales de ciclo combinado, si hay centrales de esta tecnología que hayan ofertado en el entorno (±10 por ciento) del precio de casación. Del ejercicio anterior resultará un Factor Medio de Internalización del Gas Natural (en adelante, FMIG).

La consideración del factor α tiene como objetivo introducir un elemento de proporcionalidad en la medida. Con un valor de α distinto de 1, no se elimina por completo la señal de precio que perciben estas tecnologías como consecuencia de la internalización del coste del gas natural. Al igual que en el instrumento de minoración del CO₂ este coeficiente se fija con un valor de 0,9.

Por fin, para cada central, la minoración de su retribución se calculará multiplicando su producción mensual en barras de central por dicho coste medio ajustado. A continuación, se notificarán las cantidades a cada central, que deberán ser ingresadas en el plazo máximo de un mes tras la notificación de la liquidación.

Finalmente, y teniendo en cuenta los ingresos adicionales con los que cuenta el sistema eléctrico como consecuencia de las medidas aprobadas en este real decreto-ley (principalmente, el instrumento de minoración del exceso de retribución del gas natural, así como los ingresos adicionales correspondientes con los derechos de emisión de CO₂ subastados), en la disposición adicional tercera se ha incorporado una actualización extraordinaria de los cargos del sistema eléctrico que resultarán de aplicación exclusivamente desde la entrada en vigor del presente texto normativo hasta el 31 de diciembre de 2021.

La actualización de los cargos se ha llevado a cabo de conformidad con la metodología establecida en el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del sistema eléctrico.

VI

La realidad del cambio climático, el aumento de las temperaturas, la alteración de los patrones de lluvia y, en suma, la menor disponibilidad de agua que auguran todos los escenarios a medio y largo plazo, afectará a los usos del agua en las distintas cuencas hidrográficas y, lógicamente, debe repercutir sobre las condiciones que delimitan el ejercicio de los derechos de explotación y de aprovechamiento de un recurso cada vez más escaso, derechos que tienen un régimen jurídico propio y específico derivado de su naturaleza demanial.

Por ello, esta reforma que se recoge en el título IV introduce la concreción de los criterios de utilización racional de los recursos hídricos en el apartado 2 del artículo 55 del texto refundido de la Ley de Aguas, aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, como garantía para atender a la realidad de la explotación bajo los condicionantes actuales, entre los que destacan las previsiones de los efectos del cambio climático y los escenarios de reducción de la disponibilidad hídrica en España, superiores al 15 % a medio plazo y entre el 35 y el 40 % en un horizonte de largo plazo.

La introducción de criterios de utilización racional de los recursos hídricos es necesaria para la protección de las masas de agua superficial mediante su correcta planificación y gestión, máxime cuando dichas masas de agua se asocian a tramos fluviales en los que conviven un elevado nivel de aprovechamiento de las aguas y cauces con múltiples valores y servicios ecosistémicos. La incidencia social y medioambiental de esta reforma garantiza unas pautas de ejecución de la misma, necesarias para la mayor certidumbre de usuarios y ciudadanos, sobre la gestión de un recurso previsiblemente más escaso en un momento de transición al tercer ciclo de la planificación hidrológica, que debe aprobarse en 2022.

Estos nuevos planes hidrológicos deberán contener las medidas y herramientas que permitan alcanzar en 2027 los objetivos ambientales fijados por la Directiva 2000/60/CE, del Parlamento y del Consejo, de 23 de octubre de 2000, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas, conocida como Directiva Marco del Agua, y se harán eco de la reforma contenida en este real decreto-ley.

Además, la Directiva Marco del Agua pone el acento en el carácter del agua como recurso natural, como elemento del medio ambiente y se presenta como una herramienta adecuada para mejorar la protección de las aguas comunitarias en sus aspectos cualitativos y cuantitativos procurando fomentar el uso sostenible del recurso al que la Directiva caracteriza de escaso y vulnerable.

Asimismo, se trata de que los usuarios del dominio público hidráulico, en particular en régimen de concesión, cuyos aprovechamientos están subordinados al interés general, sigan desarrollando sus actividades, aunque temporalmente se hayan de adoptar medidas que también tienen incidencia medioambiental y social. La reforma se efectúa desde el principio de certidumbre y seguridad jurídica en el ejercicio de sus derechos, que se constituyen como un «haz de facultades individuales», pero también como «un conjunto de derechos y obligaciones establecidos, de acuerdo con las leyes, en atención a valores o intereses de la comunidad» (STC 204/2004, de 18 de noviembre, FJ 5 y STC 154/2015, FJ 4).

El artículo 45.2 de la Constitución obliga a los poderes públicos a velar «por la utilización racional de todos los recursos naturales, con el fin de proteger y mejorar la calidad de la vida y defender y restaurar el medio ambiente, apoyándose en la indispensable solidaridad colectiva». Y como ha señalado el Tribunal Constitucional respecto de los derechos individuales de aprovechamiento sobre el agua, «su regulación general no sólo puede tener en cuenta el interés individual de los usuarios o titulares de aquellos derechos, sino que debe también tomar en consideración el interés general inherente al carácter público del bien sobre el que recaen», por lo que tomando la doctrina de la STC 37/1987, de 26 de marzo, «la fijación del contenido esencial «no puede hacerse desde la exclusiva consideración subjetiva del derecho o de los intereses individuales» que en cada derecho patrimonial subyace, sino que debe incluir igualmente la dimensión supraindividual o social integrante del derecho mismo» (STC 227/1988, de 29 de noviembre, FJ 11). Por consiguiente, el principio rector de esta reforma es la consideración del agua como un bien ambiental, con una incidencia social muy notable y como un bien digno de protección en sí mismo.

En relación con las tendencias detalladas anteriormente derivadas del cambio climático y de reducción de la disponibilidad hídrica, se suscita otro asunto que también ha generado enorme preocupación social, respecto del uso del agua para la producción de energía eléctrica. Se trata de garantizar la compatibilidad de las cláusulas concesionales que rigen la relación entre la administración hidráulica y el concesionario, con el criterio rector de la ordenación del agua, no solamente como un recurso de contenido económico para la producción energética, sino también como un recurso ambiental de primer orden, con una incidencia social prioritaria.

En consecuencia, esta reforma precisa los criterios de aplicación del régimen establecido en el artículo 55.2 del vigente texto refundido de la Ley de Aguas, procedente del artículo 53 de la Ley 29/1985, a fin de permitir su adaptación a las consecuencias del cambio climático y, en definitiva, en beneficio del medio ambiente y del conjunto de los usuarios del agua.

En este contexto, la reforma prevé que para aquellos embalses mayores de 50 hm³ de capacidad total, cuyos usos principales no sean el abastecimiento, el regadío y otros usos agropecuarios, en los casos en que proceda en atención a la reserva de agua embalsada y a la predicción estacional, el organismo de cuenca fijará al inicio de cada año hidrológico, una serie de variables hidrológicas.

En concreto, para asegurar esta explotación racional se fijará un régimen mínimo y máximo de caudales medios mensuales a desembalsar para situaciones de normalidad hidrológica y de sequía prolongada, así como un régimen de volúmenes mínimos de reservas embalsadas para cada mes.

Asimismo, se fijará una reserva mensual mínima que debe permanecer almacenada en el embalse para evitar indeseados efectos ambientales sobre la fauna y la flora del embalse y de las masas de agua con él asociadas.

Cabe destacar como innovación que se procurará que la explotación racional resulte compatible con el desarrollo de las actividades económicas sostenibles ligadas a la dinamización de los municipios ribereños, siempre en el marco del orden de preferencia de usos que se establezca en el Plan Hidrológico de la cuenca correspondiente.

Por otra parte, para el seguimiento y evaluación de esta medida en el año hidrológico 2021-2022, se prevé que antes de 31 de diciembre de 2021, los organismos de cuenca remitan a la Dirección General del Agua del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico un informe motivado que recoja la relación de los embalses que han sido objeto de las medidas de explotación racional que se introducen en esta reforma.

Para justificar la extraordinaria y urgente necesidad de esta reforma mediante real decreto-ley, hay que señalar que desde el punto de vista de la disponibilidad de agua, los datos evidencian una reducción de las aportaciones producidas en la serie hidrológica posterior a 1980 (1980/81-2017/18), respecto a la serie de los cuarenta años previos (1940/41-1979/80), del orden del 11 % como valor medio para el conjunto de España, aunque esta cifra alcanza el 22 % en cuencas como el Tajo o el Guadiana.

Por otra parte, las previsiones a las que apuntan los modelos climáticos para los distintos escenarios futuros, confirman estas tendencias decrecientes. Los trabajos desarrollados por el CEDEX y la Oficina Española de Cambio Climático estiman unas reducciones medias de la disponibilidad de agua en el conjunto de España en torno al 6 % en 2030 y cerca del 12 % en 2050, aunque estas cifras se incrementan hasta el 9 % y el 16 % respectivamente en varias cuencas peninsulares, y hasta el 13 % y 20 % en el caso de Illes Balears.

Respecto del actual año hidrológico 2020-2021, los últimos datos publicados a comienzo de septiembre de 2021, señalan que la reserva total de agua embalsada en las cuencas hidrográficas de la vertiente atlántica asciende a 16.114 hm³, por debajo de los 19.505 hm³ que había en agosto de 2020 y de los 23.726 hm³ de reserva total media de dichas cuencas de los últimos diez años. Este descenso también se produce en las cuencas mediterráneas, habiendo descendido la reserva desde los 8.095 hm³ de 2020 a los 7.218 hm³ de septiembre de 2021, cifra que sin embargo, no está alejada de la media de los diez últimos años (7.272 hm³).

Estos datos, unidos a la predicción estacional de las precipitaciones en España (para septiembre-octubre y noviembre de 2021) de la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET), que señala que hay una mayor probabilidad de que la precipitación se encuentre en el tercil inferior en la vertiente atlántica y Canarias, aconsejan la adopción urgente de la reforma.

Asimismo, la urgencia se basa en el principio de precaución, con la finalidad de proteger sin dilación las reservas hídricas de los embalses en la situación hidrológica y pluviométrica que se acaba de describir, que requiere iniciar de forma inmediata el mecanismo de aplicación de criterios de utilización racional de los recursos hídricos para su efectividad en el año hidrológico 2021-2022 que comenzará el próximo 1 de octubre.

VII

De acuerdo a lo establecido en el artículo 57 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, los consumidores finales de gas natural conectados a presiones inferiores a 4 bar con consumos anuales inferiores a 50.000 kWh tienen derecho a acogerse a la tarifa de último recurso de gas natural. Según los últimos datos disponibles, aproximadamente un millón y medio de consumidores se encuentran acogidos a dicha tarifa de último recurso, en su mayoría clientes domésticos y PYMES, permaneciendo el resto de los consumidores (cerca de seis millones y medio) acogidos a tarifas libremente establecidas por las comercializadoras.

El sistema de cálculo de la citada tarifa de último recurso se encuentra recogido en la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, e incluye de forma aditiva el coste de la materia prima, los peajes de acceso que correspondan, los costes de comercialización y los costes derivados de la seguridad de suministro. Por tanto, su existencia no es novedosa y desde 2009 los consumidores pueden acogerse a esta tarifa de protección que asegura un suministro a precios asequibles.

El coste de la materia prima se revisa trimestralmente y supone actualmente en torno al 30 % de la tarifa. Su valor se calcula, de acuerdo a la metodología aprobada por la citada orden mediante la agregación de un coste de gas de base, vinculado a la cotización del crudo Brent, y un coste de gas estacional, dependiente de la cotización de los futuros del gas natural en el mercado NBP, así como de la cotización de las opciones de dichos futuros. Éste último coste de gas estacional solo se aplica en los trimestres primero y cuarto del año.

Desde principios del mes de marzo de 2021 los precios del gas natural en los principales mercados europeos vienen manteniendo una tendencia alcista muy acusada, impulsada por la recuperación de la demanda de gas en Asia, los bajos niveles de stock a nivel mundial y las altas cotizaciones del Brent. De esta forma el precio del gas natural en Europa se encuentra a día de hoy en el rango de los 50-60 €/MWh, marcando máximos históricos y triplicando los precios de los últimos años. Así mismo las cotizaciones de los futuros y la situación de los mercados indican que los precios podrían mantenerse este invierno en valores similares o incluso superiores.

Tal y como está establecida la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, las cotizaciones internacionales excepcionalmente altas de los precios del gas natural se deberían traducir en un súbito incremento en el coste de la materia prima y por ende, en la tarifa aplicada a los consumidores acogidos a la tarifa de último recurso. Esto implicaría un incremento medio en la tarifa de último recurso con entrada en vigor el próximo 1 de octubre de 2021 que podría alcanzar el 30-40 % según la banda de consumo, derivado del incremento superior al 100 % en el coste de la materia prima, respecto a la última actualización de julio de 2021. Este elevado incremento entre actualizaciones, máximo histórico, supondría un importante esfuerzo económico que deberían afrontar estos clientes, muchos de ellos vulnerables.

Esta situación no podía haberse previsto en el momento de la elaboración de la metodología de cálculo, tal y como demuestra el comportamiento del coste de la materia prima en los últimos trimestres desde el año 2015. En este periodo, el coste de la materia prima nunca había sido superior al 20 por ciento y solamente en cuatro ocasiones se superó el 10 por ciento de incremento.

Ante la imprevisibilidad, gravedad e inmediatez de esta situación, mediante este real decreto-ley se introduce, como medida temporal y excepcional de protección social, una limitación por dos trimestres al incremento del coste de la materia prima incluido en la tarifa de último recurso de gas natural, con objeto de amortiguar la imputación en la misma de la excepcional subida de cotizaciones internacionales del gas natural. Al tomar acción sobre esta situación se evitará una subida en la factura del consumidor medio que podría alcanzar el 30-40 %, según la banda de consumo, derivada del incremento estimado superior al 100 % en el coste de la materia prima respecto a la última actualización de julio de 2021. En un contexto como el actual, donde el invierno requiere unos mayores consumos de gas natural para calentar los hogares por las condiciones climatológicas adversas, con especial énfasis en las personas que por su situación estén en un mayor grado de vulnerabilidad, la atenuación del impacto es una medida necesaria para que los consumidores puedan seguir teniendo acceso a una tarifa de protección para el acceso a este insumo fundamental.

Sin perjuicio del mecanismo de atenuación inmediato que este real decreto-ley plantea, el incremento de coste de la materia prima que quede pendiente de repercutir en la tarifa, consecuencia de la diferencia entre el coste de la materia prima calculado conforme a la metodología vigente y el que resulte de la aplicación del citado límite, se recuperará en las siguientes revisiones de la tarifa con la sujeción a la referida limitación. Asimismo se habilita a la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para desarrollar el citado mecanismo.

VIII

El Real Decreto-ley 5/2021, de 12 de marzo, de medidas extraordinarias de apoyo a la solvencia empresarial en respuesta a la pandemia de COVID-19, creó la Línea COVID de ayudas directas a autónomos y empresas, con una dotación total de 7.000 millones de euros, encomendando a las comunidades autónomas y a las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla su gestión y control.

Desde el inicio de la pandemia, se ha desplegado un programa sin precedentes de medidas de ayuda al tejido productivo, al empleo y a las rentas de las familias, entre las que destacan los avales públicos canalizados a través del ICO, el apoyo público extraordinario a los Expedientes de Regulación Temporal de Empleo y la prestación extraordinaria a los trabajadores autónomos. Como complemento de estas medidas, la citada Línea COVID de ayudas directas tiene por objeto reforzar la situación patrimonial de aquellos autónomos y empresas cuya actividad se ha visto más negativamente afectada por la pandemia, para mejorar la solvencia empresarial y reducir el sobreendeudamiento en el conjunto de la economía, evitando así la generación de un problema de inestabilidad financiera que pudiese poner en riesgo la recuperación económica.

Con tal fin, las ayudas se han destinado al pago de las deudas generadas y a la compensación de los costes fijos incurridos desde el 1 de marzo de 2020 al 31 de mayo de 2021 de aquellas empresas con una caída en el volumen de operaciones anual en 2020 con respecto a 2019 superior al treinta por ciento pertenecientes a los sectores más castigados por la pandemia.

En atención a la evolución de la economía en el primer trimestre del año, el Real Decreto-ley citado fue parcialmente modificado por el Real Decreto-ley 6/2021, de 20 de abril, por el que se adoptan medidas complementarias de apoyo a empresas y autónomos afectados por la pandemia de COVID-19, que dotó a las comunidades autónomas y a las ciudades de Ceuta y Melilla de un mayor margen de flexibilidad en la ejecución de las ayudas. En primer lugar, permitió que las comunidades y ciudades autónomas pudieran añadir nuevos sectores elegibles para recibir ayudas; y, en segundo lugar, permitió el acceso a las ayudas a empresas con resultados netos negativos en sus declaraciones de impuestos de 2019, siempre que el solicitante de la ayuda acreditara circunstancias excepcionales. A modo de ejemplo, tales circunstancias podrán incluir limitaciones a la actividad normal por causas extraordinarias como catástrofes naturales, daños graves a instalaciones o cultivos, obras, ampliación de plantillas o causas ajenas a la actividad de la empresa.

En general, las empresas más afectadas por la crisis de la COVID-19 ya han podido acceder a estas ayudas, pues las primeras convocatorias han permitido aliviar a aquellas empresas y autónomos con un mayor exceso de endeudamiento y una mayor caída de la actividad. En este sentido, cabe señalar que el artículo 3.1.a) del Real Decreto-ley 5/2021 ya omite la exigencia de acreditar la caída en la facturación para los empresarios o profesionales que apliquen el régimen de estimación objetiva en el Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas.

Además, la intensa recuperación económica, junto con el conjunto de ayudas públicas que se han canalizado ya por parte del Estado y las comunidades autónomas, hacen que la situación patrimonial de las empresas haya mejorado. No obstante, de cara al último trimestre del año, es importante afianzar la recuperación, alejar el riesgo de un posible problema macroeconómico o financiero generado por el sobreendeudamiento de una parte significativa de la economía española y reforzar los balances empresariales, para que todas las empresas y autónomos puedan contribuir activamente al aumento de la inversión, de la actividad económica y de la creación de empleo.

Con este fin, se modifica el Real Decreto-ley 5/2021, ampliando el ámbito temporal cubierto por las ayudas y aclarando algunos extremos, con el fin de permitir a aquellas comunidades y ciudades autónomas que dispongan de recursos realizar convocatorias adicionales de ayudas en lo que resta de año. De esta forma, se maximizará el efecto dinamizador de las ayudas, que podrán llegar a todos los sectores y ámbitos geográficos que lo necesitan para incorporarse a la recuperación económica.

Así, en primer lugar, se amplía en cuatro meses, desde el 31 de mayo hasta el 30 de septiembre, el plazo de cobertura de las ayudas. En segundo lugar, en línea con lo previsto en el Marco Temporal de la Unión Europea, relativo a las medidas de ayuda estatal destinadas a respaldar la economía en el contexto del actual brote de COVID19, se aclara que, dentro de las finalidades a las que se pueden destinar las ayudas, el concepto de costes fijos incurridos incluye las pérdidas contables que no hayan sido ya cubiertas por estas u otras ayudas. Independientemente de la estructura financiera, las pérdidas reflejan la reducción en el patrimonio neto de las empresas, de manera que la aplicación de las ayudas a su compensación, una vez cubiertas las obligaciones y deudas generadas, es coherente con el objetivo de reforzar la solvencia empresarial con el fin de favorecer la recuperación económica, la inversión y la creación de empleo.

Así, los autónomos y empresas podrán destinar la ayuda a satisfacer la deuda y a realizar pagos a proveedores y otros acreedores, financieros y no financieros, así como a compensar los costes fijos incurridos, incluidas las pérdidas contables, siempre y cuando éstos se hayan generado entre el 1 de marzo de 2020 y el 30 de septiembre de 2021 y procedan de contratos anteriores al 13 de marzo de 2021, fecha de entrada en vigor del Real Decreto-ley 5/2021.

IX

El artículo 86 de la Constitución permite al Gobierno dictar decretos-leyes «en caso de extraordinaria y urgente necesidad», siempre que no afecten al ordenamiento de las instituciones básicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el título I de la Constitución, al régimen de las comunidades autónomas ni al Derecho electoral general.

El real decreto-ley constituye un instrumento constitucionalmente lícito, siempre que, tal como reiteradamente ha exigido el Tribunal Constitucional (sentencias 6/1983, de 4 de febrero, FJ 5; 11/2002, de 17 de enero, FJ 4, 137/2003, de 3 de julio, FJ 3, y 189/2005, de 7 julio, FJ 3; 68/2007, FJ 10, y 137/2011, FJ 7), el fin que justifica la legislación de urgencia sea subvenir a una situación concreta, dentro de los objetivos gubernamentales, que por razones difíciles de prever requiere una acción normativa inmediata en un plazo más breve que el requerido por la vía normal o por el procedimiento de urgencia para la tramitación parlamentaria de las leyes, máxime cuando la determinación de dicho procedimiento no depende del Gobierno.

Debe quedar, por tanto, acreditada «la existencia de una necesaria conexión entre la situación de urgencia definida y la medida concreta adoptada para subvenir a ella (SSTC 29/1982, de 31 de mayo, FJ 3; 182/1997, de 20 de octubre, FJ 3, y 137/2003, de 3 de julio, FJ 4)».

A tal fin se reitera la extraordinaria coyuntura de precios observada en los mercados mayoristas de electricidad, que trae causa del encarecimiento sin precedentes de la cotización del gas natural en los mercados internacionales, y su impacto sistémico en la economía ampliamente expuesta en los apartados I a V de este preámbulo.

La justificación de la extraordinaria y urgente necesidad de la reforma del apartado 2 del artículo 55 del texto refundido de la Ley de Aguas, para introducir los criterios de utilización racional de los recursos hídricos, se encuentra en la protección de las masas de agua superficial en un contexto de cambio climático y de escenarios de reducción de la disponibilidad hídrica en España, conforme a los datos que se expusieron en el apartado VI anterior.

Por su parte, el límite establecido en el citado Marco Temporal de la Unión Europea, que determina que las ayudas necesariamente tengan que estar otorgadas antes del 31 de diciembre de 2021, aconseja incorporar con carácter urgente las modificaciones del apartado 3 del artículo 1 del Real Decreto-ley 5/2021, de 12 de marzo, de forma que las comunidades autónomas puedan sin demora lanzar nuevas convocatorias de ayudas con los fondos restantes o ampliar las que están en curso.

En consecuencia, la extraordinaria y urgente necesidad de aprobar este real decreto-ley se inscribe en el juicio político o de oportunidad que corresponde al Gobierno en cuanto órgano de dirección política del Estado y esta decisión, sin duda, supone una ordenación de prioridades políticas de actuación, centradas en el cumplimiento de la seguridad jurídica y la garantía de precios justos y competitivos a los ciudadanos y las empresas.

Asimismo, se destaca que este real decreto-ley no afecta al ordenamiento de las instituciones básicas del Estado, a los derechos, deberes y libertades de los ciudadanos regulados en el Título I de la Constitución, al régimen de las Comunidades Autónomas ni al Derecho electoral general.

Por todo lo expuesto, concurren de esta forma las circunstancias de «extraordinaria y urgente necesidad» que constituyen el presupuesto habilitante exigido al Gobierno por el artículo 86.1 de la Constitución para dictar reales decretos-leyes.

X

Este real decreto-ley se adecua a los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.

La propuesta se adecúa a los principios de buena regulación exigibles a las disposiciones normativas, en especial, al principio de necesidad, por la existencia de una disfunción en la formación de precios y eficiencia, esto es, la razonabilidad en la estructura de precios.

Además, se destaca que tanto el instrumento de fomento de la contratación a plazo como el mecanismo de minoración del exceso de retribución provocado el incremento de la cotización del gas natural se configuran como instrumentos plenamente respetuosos con la normativa europea.

En el caso del mecanismo de fomento de la contratación a plazo previsto en el artículo 4 de este real decreto-ley, el instrumento se articula como un mecanismo de concurrencia competitiva, promoviendo un sistema de subastas centralizadas que garantizan la competencia entre los actores compradores de la energía en base subastada.

Al mismo tiempo, se garantiza el principio de rentabilidad razonable (como manifestación del principio de seguridad jurídica) de los agentes ofertantes de la energía mediante el establecimiento de un precio de reserva que se determinará a través de una metodología que tendrá en cuenta parámetros objetivos y los costes asociados a la generación objeto de subasta, en base a la información proporcionada por las empresas titulares.

Por otro lado, la medida es la respuesta regulatoria a una deficiencia de mercado observada a lo largo de los últimos años, caracterizada por una falta de liquidez que impide a los comercializadores independientes y consumidores directos en mercado contar con la suficiente cobertura frente a los riesgos que supone su completa exposición a las oscilaciones del mercado mayorista de electricidad y que trae causa, en última instancia, de la falta de incentivos que los grupos verticalmente integrados tienen en situar su energía (o al menos parte de ella) en contratos de largo plazo celebrados con terceros. Es, en definitiva, una medida que permite mejorar el funcionamiento del mercado sin que esta afecte a las señales de precio observadas en los restantes mercados mayoristas.

En relación con el mecanismo de minoración del exceso de retribución provocada por el incremento de la cotización del gas natural, la medida es plenamente respetuosa con la normativa europea de diseño del mercado de la electricidad, puesto que la minoración se lleva a cabo de manera ex post, al margen del mercado, y por ello, no tendrá ningún impacto ni sobre la señal de precios reflejada en dichos mercados, ni sobre el esquema de casación marginalista actualmente existente, en línea por tanto con los principios rectores del Derecho de la Unión Europea.

Al mismo tiempo, la medida cumple con el principio de rentabilidad razonable, en tanto que la minoración solo afectará a las rentas extraordinarias percibidas por el súbito incremento de la cotización del gas, de tal forma que la minoración será nula tan pronto como dichos precios retornen a valores históricos en términos promedios.

Finalmente, y en línea con el marcado carácter coyuntural de la cotización alcista del gas, el instrumento de minoración se articula como una medida puntual y temporal, vigente hasta el 31 de marzo de 2022, y, como tal, no afectará a las señales de largo plazo a la inversión.

Asimismo, la presente medida cumple con el principio de proporcionalidad, ya que se han establecido un conjunto de umbrales que previenen del exceso de minoración del precio del gas natural, activándose solo cuando aquel supere un precio correspondiente con la cotización equivalente a la cotización del mercado MIBGAS desde su puesta en funcionamiento a principios de 2017 hasta principios de septiembre. En cuanto al principio de transparencia, dado que se trata de un real decreto-ley, su tramitación se encuentra exenta de consulta pública previa y de los trámites de audiencia e información públicas, conforme al artículo 26.11 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno.

El presente real decreto-ley consta de un preámbulo y una parte dispositiva, estructurada en once artículos, siete disposiciones adicionales, tres disposiciones transitorias, siete disposiciones finales y un anexo, y se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13.ª, 14.ª, 22.ª, 23.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado la competencia en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, Hacienda general, legislación, ordenación y concesión de recursos y aprovechamientos hidráulicos cuando discurran por más de una comunidad autónoma, legislación básica sobre protección del medio ambiente, sin perjuicio de las facultades de las comunidades autónomas de establecer normas adicionales de protección y bases del régimen minero y energético, respectivamente.

Asimismo se habilita al Gobierno y a las personas titulares de los Ministerios de Hacienda y Función Pública, y para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en el ámbito de sus competencias, para dictar cuantas disposiciones y adoptar medidas que sean necesarias para el desarrollo y ejecución de lo dispuesto en este real decreto-ley, ya que es posible que por razones técnicas puedan ser necesarias algunas concreciones de lo previsto en este real decreto-ley por parte del Consejo de Ministros o por los titulares de los departamentos ministeriales competentes.

En su virtud, haciendo uso de la autorización contenida en el artículo 86 de la Constitución Española, a propuesta de la Vicepresidenta Tercera del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, de la Ministra de Hacienda y Función Pública, y de la Vicepresidenta Primera del Gobierno y Ministra de Asuntos Económicos y Transformación Digital, y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 14 de septiembre de 2021,

DISPONGO:

TÍTULO I

Medidas de protección de los consumidores y en materia de fiscalidad energética

Artículo 1. Creación de un suministro mínimo vital.

1. Se introduce un nuevo artículo 45 bis en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, con la siguiente redacción:

«Artículo 45 bis. Suministro mínimo vital.

1. El suministro mínimo vital se configura como un instrumento de protección social frente a la situación de pobreza energética en la que se encuentran los consumidores en situación de vulnerabilidad. Mediante el suministro mínimo vital se establece una potencia límite que garantiza unas condiciones mínimas de confort, que no podrá ser superada durante un periodo de seis meses en los que el suministro no podrá ser interrumpido, conforme a los términos y condiciones que reglamentariamente se determinen.

2. El suministro mínimo vital resultará de aplicación a los consumidores vulnerables que hayan incurrido en el impago de sus facturas una vez hayan transcurrido los cuatro meses a los que se refiere el artículo 52.3.

3. En ningún caso podrá iniciarse el procedimiento de suspensión de un punto de suministro cuyo titular sea un consumidor vulnerable en el periodo durante cual resulte de aplicación el suministro mínimo vital, o si este no ha sido previamente ha aplicado.

4. El valor de la potencia límite asociada al suministro mínimo vital se establecerá reglamentariamente.

5. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá las modificaciones procedimentales necesarias para que las compañías distribuidoras y comercializadoras puedan adaptar el suministro de un hogar al Suministro Mínimo Vital.»

2. Se modifica el apartado 3 del artículo 52 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en los siguientes términos:

«3. Sin perjuicio de lo establecido en el apartado 4 del presente artículo, en las condiciones que reglamentariamente se determinen podrá ser suspendido el suministro de energía eléctrica a los consumidores acogidos a precios voluntarios para el pequeño consumidor o tarifas de último recurso cuando hayan transcurrido al menos dos meses desde que les hubiera sido requerido fehacientemente el pago, sin que el mismo se hubiera hecho efectivo. A estos efectos, el requerimiento se practicará por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado o su representante, así como de la fecha, la identidad y el contenido del mismo.

En el caso de las Administraciones públicas acogidas a precios voluntarios para el pequeño consumidor o tarifas de último recurso, si transcurridos cuatro meses desde el primer requerimiento el pago no se hubiera hecho efectivo, podrá interrumpirse el suministro.

En el caso de las categorías de consumidores vulnerables que se determinen reglamentariamente a estos efectos, transcurridos cuatro meses desde el primer requerimiento sin que el pago se hubiera hecho efectivo, resultará de aplicación un suministro mínimo vital, en los términos del artículo 45 bis.»

Artículo 2. Determinación de la base imponible y del importe de los pagos fraccionados del Impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica durante el ejercicio 2021.

1. Para el ejercicio 2021 la base imponible del Impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica estará constituida por el importe total que corresponda percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica, medida en barras de central, por cada instalación en el período impositivo minorada en las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante los trimestres naturales tercero y cuarto.

2. Los pagos fraccionados del tercer trimestre se calcularán en función del valor de la producción de energía eléctrica en barras de central realizada durante el período impositivo minorado en las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante dicho trimestre, aplicándose el tipo impositivo previsto en el artículo 8 de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para sostenibilidad energética, y deduciendo el importe de los pagos fraccionados previamente realizados.

3. Los pagos fraccionados del cuarto trimestre se calcularán en función del valor de la producción de energía eléctrica en barras de central realizada durante el período impositivo minorado en las retribuciones correspondientes a la electricidad incorporada al sistema durante los trimestres naturales tercero y cuarto, aplicándose el tipo impositivo previsto en el artículo 8 de la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, y deduciendo el importe de los pagos fraccionados previamente realizados.

TÍTULO II

Fomento de la contratación a plazo mediante mecanismos de mercado para la asignación de energía inframarginal gestionable y no emisora

Artículo 3. Fomento de la contratación a plazo mediante mecanismos de mercado para la asignación de energía inframarginal gestionable y no emisora.

1. Con efectos desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, se establecerán mecanismos de mercado que fomenten la contratación a plazo de energía eléctrica mientras el grado de competencia y liquidez en los mercados a plazo así lo precise. Dichos mecanismos tomarán la forma de subastas de contratos de compra de energía a largo plazo, en las condiciones y durante el periodo de tiempo que se especifiquen en la convocatoria, que permita, entre otros, incrementar la liquidez de los mercados eléctricos.

2. La generación vinculada a estas subastas de contratos de compra de energía a largo plazo corresponderá a un máximo del 25 % del valor de energía anual generada más bajo de los últimos diez años de las instalaciones inframarginales gestionables y no emisoras que no perciban retribución específica y que no hayan resultado adjudicatarias en las subastas de desarrollo de energías renovables.

3. Las mencionadas subastas se instrumentarán a través de contratos a plazo tipo forward, con un periodo de liquidación igual o superior a un año.

4. El producto a subastar será energía eléctrica en base, y la variable de oferta el precio por unidad de energía eléctrica, expresado en €/MWh.

5. Se establecerá un precio de reserva, de carácter confidencial, por debajo del cual quedarán rechazadas las ofertas y que será calculado conforme a una metodología objetiva, también confidencial, que será aprobada por resolución de la Secretaría de Estado de Energía, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La metodología tendrá en cuenta parámetros objetivos y los costes asociados a la generación objeto de subasta, en base a la información proporcionada por las empresas titulares.

6. Serán sujetos vendedores en las subastas de contratos de compra de energía a largo plazo aquellos productores de energía eléctrica que tengan la condición de operadores dominantes en la generación de energía eléctrica, de acuerdo con lo previsto 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. La cantidad a energía obligatoria para cada operador será proporcional a la aplicación de los valores del apartado 2 a la energía máxima anual generable por cada una de sus tecnologías inframarginales gestionables no emisoras. Estos mismos operadores podrán solicitar a la Secretaría de Estado de Energía que su oferta sea mayor que la obligatoria, siempre que los productos a subastar sean idénticos a los obligatorios y las normas y procedimientos de la subasta los mismos.

7. Por resolución de la Secretaría de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se definirán:

a) El método de subasta y el tipo de liquidación.

b) Los sujetos vendedores.

c) La fecha de celebración de la subasta y su calendario.

d) El periodo de liquidación de los productos.

e) La energía concreta a subastar.

f) Las especificaciones de detalle (reglas de la subasta) y los formularios a cumplimentar para participar en la subasta, incluidas las garantías para la calificación en la subasta.

g) El contrato marco, que incluirá entre otros aspectos las garantías a depositar por los adjudicatarios de la subasta.

h) Porcentajes máximos de adquisición por los compradores, en su caso.

i) Cualquier otro parámetro o aspecto relacionado con la subasta.

8. Podrán ser compradores en las subastas todos los sujetos que cumplan las condiciones de garantías y requisitos formales establecidos para cada subasta, debiendo ser necesariamente sujetos del mercado de producción participantes en el mercado, entendidos como aquellos comercializadores que tengan cartera de clientes, consumidores directos en mercado, o sus correspondientes representantes, definidos en el artículo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. Los sujetos compradores no podrán pertenecer a alguno de los grupos empresariales cuya matriz haya sido considerada en cada momento por resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia como operador principal en el sector eléctrico, de acuerdo con lo previsto 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.

9. También podrán concurrir como compradores en las subastas las comercializadoras de referencia, para el suministro al precio voluntario para el pequeño consumidor, en los términos que se establezcan en la resolución de la Secretaría de Estado de Energía referida en el apartado 7 anterior. A los efectos de hacer posible esta previsión, el Gobierno revisará la fórmula para la determinación del coste de producción de energía del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, regulada 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, de manera que incorpore la referencia del precio de la subasta regulada en este artículo con un peso de hasta el 10 por ciento, en los términos y bajo las condiciones que reglamentariamente se establezcan.

10. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia supervisará que el procedimiento de las subastas se realice de forma competitiva, transparente y no discriminatoria, conforme a la normativa vigente, y después de cada subasta elaborará un informe sobre su desarrollo y potenciales mejoras que será remitido a la Secretaría de Estado de Energía.

11. La entidad administradora de la subasta será OMI-Polo Español SA (OMIE) directamente o a través de alguna de sus filiales. El coste imputable a la organización de la subasta será soportado por los adjudicatarios de la subasta en proporción a la potencia adjudicada y percibido por la entidad administradora de la subasta. La resolución por la que se convoque la subasta establecerá el coste imputable a la organización de la misma. La entidad administradora de la subasta tendrá la obligación de enviar a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la Secretaría de Estado de Energía, toda la información, en formato y plazos, que les sea requerida en cuanto al desarrollo de las subastas.

12. A partir del 1 de enero de 2022 y con carácter anual, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia elaborará un informe de seguimiento de las mencionadas subastas y de evolución del mercado a plazo, que remitirá a la Secretaría de Estado de Energía, en el que se incluirán recomendaciones sobre la oportunidad y conveniencia de mantener este instrumento de fomento de la contratación a plazo, su periodicidad, cantidad de potencia y características de los productos a subastar, entre otros.

13. Las empresas compradoras en las subastas deberán reflejar en sus facturas a aquellos consumidores en mercado libre cuyo suministro se realice en baja tensión de hasta 15 kW de potencia contratada su condición de compradores en las subastas cuyo periodo de entrega coincida con el periodo de facturación correspondiente, así como la cantidad de energía concreta adquirida por la empresa en dichas subastas.

TÍTULO III

Mecanismo de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio de cotización del gas natural en los mercados internacionales

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

Artículo 4. Minoración de la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica.

Con efectos desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, y hasta el 31 de marzo de 2022, se minorará la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica de las instalaciones de producción de tecnologías no emisoras de gases de efecto invernadero, en una cuantía proporcional al mayor ingreso obtenido por estas instalaciones como consecuencia de la incorporación a los precios de la electricidad en el mercado mayorista del valor del precio del gas natural por parte de las tecnologías emisoras marginales.

Artículo 5. Ámbito de aplicación subjetivo.

1. La minoración a que se refiere el artículo anterior será de aplicación a los titulares de cada una de las instalaciones de producción de energía eléctrica no emisoras de gases de efecto invernadero en el territorio peninsular español, cualquiera que sea su tecnología.

2. Quedan excluidas del ámbito de aplicación las instalaciones de producción en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, así como las instalaciones de producción que tengan reconocido un marco retributivo de los regulados en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

3. También quedarán excluidas de la minoración las instalaciones de producción de potencia neta igual o inferior a 10 MW, con independencia de su fecha de puesta en servicio.

Artículo 6. Ámbito de aplicación objetivo.

La minoración afectará a la producción de las instalaciones de producción de energía eléctrica referidas en el artículo 5, con independencia de la modalidad de contratación utilizada.

CAPÍTULO II

Cálculo de la minoración y pago

Artículo 7. Cálculo de la cuantía de la minoración.

La minoración correspondiente a cada instalación de generación de energía eléctrica a que hace referencia el artículo 5 anterior se calculará, para cada mes, según la fórmula siguiente:

Donde:

Y_i^t es la cuantía de la minoración, en euros, correspondiente a la instalación i-ésima en el mes t considerado.

Q_i^t es la cantidad total de energía eléctrica producida por la instalación i-ésima durante el mes t, en MWh. A los efectos del cálculo, se computará la energía medida en barras de central. En el caso de instalaciones de bombeo, para el cálculo de la detracción se considerará la producción neta, descontando los consumos para bombeo, del período t. Si dicha producción neta resultara negativa el valor de Q_i^t será cero.

FMIG^t es el factor medio de internalización del precio del gas natural en el precio del mercado diario en el Mercado Ibérico de la Electricidad en el mes t. Para el cálculo de FMIG^t se empleará el rendimiento medio de una central de ciclo combinado, dividido por un factor que se obtiene como el porcentaje de horas (en tanto por uno) en que han marcado el precio marginal dichas instalaciones en ese mes, ponderadas por la energía casada en cada hora. A los efectos del cálculo del FMIG^t, se considerará que el rendimiento medio de un ciclo combinado corresponde con un valor de 0,55.

En las horas en las que el precio marginal no haya sido marcado por una instalación de ciclo combinado, o cuando este haya sido marcado por una unidad de oferta que agrupe varias instalaciones físicas de diferentes tecnologías, se asumirá que la oferta ha internalizado el precio del gas natural cuando existan ofertas de instalaciones de ciclo combinado en el entorno (±10 %) de dicho precio marginal.

Además, al objeto de conocer si se han realizado ofertas en el entorno de dicho precio marginal por parte de las centrales de ciclo combinado de conformidad con el párrafo anterior, se tendrán en cuenta tanto las ofertas simples como las ofertas complejas presentadas en el mercado diario, en los siguientes términos:

– Para determinar si en el -10 % del precio marginal existen ofertas de ciclo combinado, se tomará. para cada hora, la oferta más restrictiva de cada ciclo combinado entre la oferta simple y precio medio de la oferta compleja del día calculada a partir de la energía casada de esa planta.

– Para determinar si en el +10 % del precio marginal existen ofertas de ciclos combinados, se incrementará el precio del mercado en ese 10 %, y se comprobará si existen centrales emisoras que pasarían a ser despachadas en el mercado, teniendo en cuenta tanto sus ofertas simples como complejas.

En la determinación del FMIG^t se tendrán en cuenta tanto las unidades de oferta del sistema eléctrico español como portugués.

P^t_GN es el precio medio del gas natural en el mes t, medido en euros (€) por megavatio-hora (MWh). Se calculará como la media del precio al contado del gas natural en el punto virtual de balance (PVB) de cada uno de los días del período correspondiente en el mercado ibérico del gas (MIBGAS). Los días de negociación se considerará el precio de cierre del mercado, y el resto de los días se considerará el precio de cierre del último día de negociación anterior.

α es un parámetro de modulación de la minoración, que tomará inicialmente el valor de 0,9.

Si el precio medio en un mes, P^t_GN, es inferior a 20 €/MWh, el importe de la minoración, Y_i^t será nulo en el referido mes.

En el caso de cambio de titularidad de una instalación durante los periodos de aplicación de la minoración, las cuantías, en euros, devengadas por la instalación se calcularán para cada titular considerando el número de días en que cada parte ha ostentado la titularidad de la instalación.

Artículo 8. Procedimiento para el cálculo, notificación y pago de las minoraciones.

1. Para cada mes desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, el operador del sistema calculará la minoración de la retribución de las instalaciones definidas en el artículo 5, de acuerdo con la metodología del artículo 7. La liquidación y el pago de las minoraciones se realizará mensualmente.

2. Para ello, antes del día 15 de cada mes, el operador del sistema notificará a las empresas titulares de las instalaciones a las que se refiere el artículo 5 las cuantías resultantes de la minoración correspondientes al mes anterior, detallando los cálculos realizados. El operador del mercado remitirá la información necesaria al operador del sistema para determinar esta minoración.

3. Desde la recepción de la notificación, los titulares de las instalaciones dispondrán de un plazo de un mes para la realización de dichos pagos al operador del sistema.

4. Los pagos a que se refiere apartado anterior tendrán la consideración de pagos a cuenta de la liquidación que el operador del sistema realizará para cada instalación una vez se conozcan los datos definitivos de las medidas de la producción en barras de central del ejercicio.

Artículo 9. Naturaleza y destino de los ingresos.

1. El operador del sistema declarará al órgano encargado de las liquidaciones reguladas del sector eléctrico, el importe de los pagos a los que se refiere el artículo 8, una vez realizados por los titulares a los que se refiere el artículo 5.

2. Estas cantidades tendrán la consideración de ingresos liquidables del sistema y se destinarán a financiar los costes financiados por los cargos del sistema eléctrico a que hace referencia el artículo 16.1 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y a cubrir, en su caso, los desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema.

TÍTULO IV

Criterios de utilización racional de los recursos hídricos

Artículo 10. Modificación del texto refundido de la Ley de Aguas, aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio.

Se añaden los siguientes nuevos párrafos a la redacción del apartado 2 del artículo 55 del texto refundido de la Ley de Aguas, aprobado por el Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, con el siguiente tenor literal:

«La garantía de explotación racional del dominio público hidráulico tiene la finalidad de proteger y mejorar la calidad de la vida y defender y restaurar el medio ambiente, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 45.2 de la Constitución.

A esos efectos, para los embalses mayores de 50 hm³ de capacidad total, cuyos usos principales no sean el abastecimiento, el regadío y otros usos agropecuarios, en los casos en que así proceda en atención a la reserva de agua embalsada y a la predicción estacional, el organismo de cuenca fijará al inicio de cada año hidrológico:

a) Un régimen mínimo y máximo de caudales medios mensuales a desembalsar para situaciones de normalidad hidrológica y de sequía prolongada.

b) Un régimen de volúmenes mínimos de reservas embalsadas para cada mes.

c) La reserva mensual mínima que debe permanecer almacenada en el embalse para evitar indeseados efectos ambientales sobre la fauna y la flora del embalse y de las masas de agua con él asociadas.

En situaciones de normalidad hidrológica, la fijación de los citados regímenes de caudales y de reservas embalsadas, deberá permitir el ejercicio de los usos comunes regulados en el artículo 50.

Asimismo, se procurará que la explotación racional resulte compatible con el desarrollo de las actividades económicas sostenibles ligadas a la dinamización de los municipios ribereños, en el marco del orden de preferencia de usos que se establezca en el Plan Hidrológico de la cuenca correspondiente.

En el procedimiento, el Organismo de cuenca dará audiencia en todo caso al concesionario, a los órganos competentes en materia de pesca fluvial de la Comunidad Autónoma correspondiente y a los municipios ribereños del embalse.»

Disposición adicional primera. Obligaciones de información relativas al mecanismo de minoración del exceso de retribución.

En relación con el mecanismo de minoración regulado en el título III de este real decreto-ley, se establecen las siguientes habilitaciones y mandatos:

1. Se habilita al órgano encargado de las liquidaciones a solicitar la información necesaria al Operador del Mercado y al Operador del Sistema para dar cumplimiento a las obligaciones impuestas por este real decreto-ley.

2. Antes de que transcurra un mes desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, el operador del sistema identificará a los titulares de las instalaciones con el fin de poder aplicar el procedimiento previsto en el artículo 8 de este real decreto-ley.

3. Mensualmente, el operador del sistema remitirá a la Secretaría de Estado de Energía y al órgano encargado de las liquidaciones información detallada de las minoraciones calculadas por instalación y titular, así como de los pagos recibidos.

Disposición adicional segunda. Primera subasta de energía inframarginal gestionable y no emisora.

De conformidad con las circunstancias del mercado, la primera subasta de contratos de compra de energía a plazo, a que se refiere el artículo, se celebrará antes del 31 de diciembre de 2021.

La cantidad total de energía anual a subastar en la primera subasta será de 15.830,08 GWh, con el siguiente reparto entre los sujetos vendedores establecidos en el apartado 6 del artículo 3:

– Grupo Endesa: 6.737,26 GWh.

– Grupo Iberdrola: 7.323,63 GWh.

– Grupo Naturgy: 1.405,48 GWh.

– Grupo EDP: 363,72 GWh.

Disposición adicional tercera. Actualización de los cargos del sistema eléctrico.

1. Para el periodo comprendido entre la fecha de entrada en vigor de este real decreto-ley y el 31 de diciembre de 2021, los precios aplicables a los distintos segmentos tarifarios de los cargos del sistema eléctrico son:

a) Precios de los términos de potencia:

Segmento tarifario	Término de potencia de los cargos (€/kW año)
	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
1	0,281544	0,018107
2	0,349842	0,175074	0,127195	0,127195	0,127195	0,058307
3	0,363151	0,181740	0,132055	0,132055	0,132055	0,060525
4	0,213255	0,106741	0,077547	0,077547	0,077547	0,035542
5	0,170749	0,085447	0,062081	0,062081	0,062081	0,028458
6	0,083525	0,041797	0,030373	0,030373	0,030373	0,013921

b) Precios de los términos de energía:

Segmento tarifario	Término de energía de los cargos (€/kWh)
	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
1	0,004133	0,000827	0,000207
2	0,002304	0,001706	0,000922	0,000461	0,000295	0,000184
3	0,001253	0,000928	0,000501	0,000251	0,000161	0,000100
4	0,000588	0,000435	0,000235	0,000118	0,000075	0,000047
5	0,000482	0,000357	0,000193	0,000096	0,000062	0,000039
6	0,000183	0,000136	0,000073	0,000037	0,000023	0,000015

2. Para el periodo comprendido entre la fecha de entrada en vigor de este real decreto-ley y el 31 de diciembre de 2021, los precios aplicables a los segmentos tarifarios 2 VE y 3 VE, de conformidad con la disposición adicional primera del Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los cargos del sistema eléctrico, son:

a) Puntos de recarga de vehículos eléctricos conectados en baja tensión (segmento tarifario 2 VE):

Segmento tarifario	Término de potencia de los cargos (€/kW año)
	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2 VE	0	0	0	0	0	0

 

Segmento tarifario	Término de energía de los cargos (€/kWh)
	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
2 VE	0,004897	0,003626	0,001960	0,000980	0,000627	0,000391

b) Puntos de recarga de vehículos eléctricos conectados en alta tensión (segmento tarifario 3 VE):

Segmento tarifario	Término de potencia de los cargos (€/kW año)
	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
3 VE	0	0	0	0	0	0

 

Segmento tarifario	Término de energía de los cargos (€/kWh)
	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3	Periodo 4	Periodo 5	Periodo 6
3 VE	0,003944	0,002921	0,001577	0,000790	0,000507	0,000315

3. Con independencia de la modalidad y las condiciones de contratación, las comercializadoras deberán repercutir en las facturas que emitan a los consumidores, correspondientes a los consumos realizados desde la entrada en vigor de este real decreto-ley, el descuento asociado a los cargos establecidos en el apartado anterior con respecto a los cargos establecidos en la Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico y de los pagos por capacidad que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021. Dicho descuento aparecerá expresado en euros y en una línea independiente de la factura.

4. Para hacer este traslado, el comercializador deberá aplicar los siguientes criterios:

a) En relación con el término de potencia, se deducirá de cada precio del término de potencia del contrato, la variación que corresponda por la aplicación de los nuevos términos de potencia de los cargos.

b) En relación con el término de energía:

1.º En el caso de contratos indexados al precio horario del mercado de electricidad, o en el caso de que los periodos horarios del contrato coincidan con los periodos de los cargos, se deducirá de cada término de energía del contrato, la variación correspondiente a cada peaje.

2.º En el caso de que los periodos horarios del contrato no coincidan con los periodos de los cargos, se deducirá de cada precio del término de energía del contrato, las variaciones de los términos de energía de los nuevos cargos, ponderadas con el perfil de consumo del consumidor. A estos efectos, para los contratos en baja tensión, se aplicará el conjunto de perfiles de consumo II recogidos en el anexo IV en la Resolución de 18 de diciembre de 2020, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba el perfil de consumo y el método de cálculo a efectos de liquidación de energía, aplicables para aquellos consumidores tipo 4 y tipo 5 que no dispongan de registro horario de consumo, según el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico, para el año 2021, o disposición que le sustituya en su caso, correspondiente a cada peaje. Para el resto de consumidores, se aplicará el perfil que se ajuste mejor al consumidor.

A estos efectos, se indica a continuación las variaciones que corresponden para los consumidores en baja tensión, teniendo en cuenta las opciones de suministro más habituales:

	Variación en el término de Energía (€/kWh)
Tipo contrato	Periodo 1	Periodo 2	Periodo 3
Tarifa de acceso 2.0TD-Contrato de suministro con un único precio para todas las horas.	-0,035838
Tarifa de acceso 2.0TD-Contrato de suministro con 2 periodos según los horarios de la tarifa de acceso 2.0 y 2.1 con Discriminación Horaria DHA.	-0,048184	-0,023803
Tarifa de acceso 2.0TD-3 periodos horarios según Real Decreto 148/2021.	-0,101607	-0,020321	-0,005080

5. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia supervisará que dicha traslación a los consumidores se corresponde efectivamente con los menores costes derivados de los nuevos cargos y que se realiza de manera objetiva, transparente y sin dilación.

6. El incumplimiento de lo establecido en esta disposición por parte de las comercializadoras podrá constituir una infracción grave según lo previsto en el artículo 65.25 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en lo relativo al incumplimiento de la aplicación de las medidas de protección al consumidor.

Disposición adicional cuarta. Revisión de los parámetros retributivos aplicables a las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

1. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, como organismo encargado de las liquidaciones, llevará a cabo la liquidación necesaria para la adaptación de la retribución procedente del régimen retributivo específico, detrayendo las cantidades no abonadas por las instalaciones como consecuencia de la suspensión del Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica, según lo establecido en el artículo 2.

2. Dicha adaptación tendrá lugar en la primera liquidación en la que se disponga de los ajustes correspondientes tras la entrada en vigor del citado artículo.

Disposición adicional quinta. Minoración de la energía sometida al mecanismo de fomento de la contratación a plazo.

Los sujetos vendedores de energía según los mecanismos de mercado del artículo 3 estarán sujetos a un ajuste de las cantidades que las plantas de generación de las que son titulares deban abonar, en su caso, en aplicación de los mecanismos de minoración de previstos en la legislación por la que se actúa sobre la retribución del CO₂ no emitido del mercado eléctrico y en el previsto en el título III de este real decreto-ley, por la parte proporcional a la energía sometida a la contratación a plazo, siempre que los precios de la subasta difieran, al alza o a la baja, en más de un 10 % de la media aritmética del precio del mercado diario en el periodo de entrega.

El ajuste, en caso de que resulte a favor de los sujetos vendedores, se financiará con cargo a los ingresos obtenidos por dichos mecanismos.

El procedimiento para el reconocimiento, cálculo y liquidación del ajuste será establecido por orden de la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Disposición adicional sexta. Tipo impositivo del Impuesto Especial sobre la Electricidad.

1. Con efectos desde la entrada en vigor de este real decreto-ley y vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021, el Impuesto Especial sobre la Electricidad se exigirá al tipo impositivo del 0,5 por ciento.

Las cuotas resultantes de la aplicación de dicho tipo impositivo no podrán ser inferiores a las cuantías siguientes:

a) 0,5 euros por megavatio-hora (MWh), cuando la electricidad suministrada o consumida se utilice en usos industriales, en embarcaciones atracadas en puerto que no tengan la condición de embarcaciones privadas de recreo o en el transporte por ferrocarril;

b) 1 euro por megavatio-hora (MWh), cuando la electricidad suministrada o consumida se destine a otros usos.

Cuando se incumpla la condición prevista en las letras anteriores, las cuantías indicadas en estas tendrán la consideración de tipos impositivos y se aplicarán sobre el suministro o consumo total del periodo expresado en megavatio-hora (MWh).

A estos efectos, se consideran usos industriales:

a) Los efectuados en alta tensión o en plantas e instalaciones industriales.

b) Los efectuados en baja tensión con destino a riegos agrícolas.

El impuesto mínimo recogido en las letras a) y b) anteriores no será de aplicación para los supuestos previstos en las letras a), b), c) y d) del apartado 1 del artículo 98 de la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de Impuestos Especiales.

2. El impacto que la aplicación de esta disposición pueda tener en los recursos del sistema de financiación autonómica se analizará a efectos de que puedan adoptarse las medidas, en su caso de compensación, que procedan en el marco establecido por el artículo 2.uno.g) de la Ley Orgánica 8/1980, de 22 de septiembre, de Financiación de las Comunidades Autónomas, en relación con la aplicación del principio de lealtad institucional.

Disposición adicional séptima. Limitación de la variación del valor del coste de la materia prima en la tarifa de último recurso de gas natural.

1. El coste de la materia prima a imputar en la tarifa de último recurso de gas natural de aplicación a partir del 1 de octubre de 2021, calculado conforme con la metodología establecida en la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, por la que se establece la metodología de cálculo de la tarifa de último recurso de gas natural, no podrá superar el 35 por ciento del valor vigente, establecido por resolución de 24 de junio, de la Dirección General de Política Energética y Minas por la que se hace pública la tarifa de último recurso de gas natural. En la revisión correspondiente al 1 de enero de 2022, el incremento máximo del coste de la materia prima respecto al que resulte vigente en la revisión de 1 de octubre de 2021 se establece en el 15 por ciento. Las revisiones correspondientes al 1 de abril y siguientes aplicarán la metodología ordinaria vigente de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio.

2. La diferencia entre el coste de la materia prima calculado conforme la metodología de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio y el coste de la materia prima que resulte de la aplicación del párrafo anterior se recuperará en las revisiones de la tarifa de último recurso que tengan lugar a partir del 1 de enero de 2022 conforme a lo siguiente:

a) Si el incremento del coste de la materia prima por aplicación de la metodología de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, en relación con el valor aplicado en la revisión anterior fuera superior o igual al 15 por ciento no se recuperará cantidad alguna.

b) Si el incremento del coste de la materia prima por aplicación de la metodología de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio, en relación con el valor aplicado en la revisión anterior fuera inferior al 15 por ciento, se procederá a incrementar dicho valor hasta alcanzar dicho límite máximo del 15 por ciento.

3. En todo caso, no se podrá reducir el coste de la materia prima mientras existan cantidades pendientes de recuperar.

4. Mientras existan cantidades pendientes de recuperar no será de aplicación el umbral de variación del coste de la materia prima del 2 por ciento establecido en el artículo 10.1 de la Orden ITC/1660/2009, de 22 de julio.

5. Las cantidades pendientes de recuperación por la aplicación de este artículo, se podrán ver incrementadas mediante la imputación de un coste financiero, empleándose el tipo de interés aplicado en la financiación del déficit acumulado a 31 de diciembre de 2014 de 1,104 %.

6. No se podrá poner fin al procedimiento de recuperación de las cantidades adeudadas hasta que las comercializadoras de último recurso hayan recuperado la totalidad de las mismas, incluyendo, en su caso, los intereses correspondientes.

7. Se habilita a la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para desarrollar lo dispuesto en esta disposición.

Disposición transitoria primera. Liquidación correspondiente al primer mes de aplicación del mecanismo de minoración.

La primera liquidación realizada de conformidad con lo establecido en el artículo 8 incorporará el periodo transcurrido entre la entrada en vigor de este real decreto-ley y el inicio del primer mes completo en el que resulte de aplicación el mecanismo de minoración previsto en el título III.

Disposición transitoria segunda. Determinación de la base imponible y del importe de los pagos fraccionados del Impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica.

Durante la vigencia prevista en el artículo 2 de este real decreto-ley, para la determinación de la base imponible del Impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica regulado en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, así como de los pagos fraccionados correspondientes a dicho tributo, se tendrá en cuenta los menores ingresos percibidos por el contribuyente como consecuencia del instrumento de minoración establecido en el título III de este real decreto-ley.

Disposición transitoria tercera. Aplicación del artículo 55 del texto refundido de la Ley de Aguas en el año hidrológico 2021-2022.

Antes del 31 de diciembre de 2021, los organismos de cuenca, a propuesta de la Comisión de Desembalse, adoptarán las resoluciones que procedan en aplicación de los criterios de utilización racional de los recursos hídricos que se introducen en el artículo 55.2 del texto refundido de la Ley de Aguas, y remitirán a la Dirección General del Agua del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico un informe motivado que recoja la relación de los embalses que han sido objeto de medidas de explotación racional en el año hidrológico 2021-2022, atendiendo a los citados criterios.

Disposición final primera. Modificación de la Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2021.

Se modifica el epígrafe a) del apartado uno de la disposición adicional centésima trigésima segunda «Ingresos procedentes de las subastas de derechos de emisión de gases de efecto invernadero», de la Ley 11/2020, de 30 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2021, pasando a tener el siguiente tenor literal:

«a) Para financiar los costes del sistema eléctrico previstos en la Ley del Sector Eléctrico, referidos a fomento de energías renovables, el 90 por ciento del ingreso estimado por la subasta de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero, hasta un importe de 2.000.000,00 miles de euros.»

Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica.

El Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, queda modificado de la siguiente manera:

1. Se modifica el apartado 4 del artículo 19 y se añade un nuevo apartado 5 como sigue:

«4. Con una antelación de quince días hábiles a la finalización del plazo establecido para el inicio del procedimiento de suspensión, la empresa comercializadora volverá a requerir fehacientemente el pago al consumidor, si éste no lo hubiera hecho efectivo. Dicho requerimiento incluirá la fecha concreta a partir de la cual el suministro de electricidad podrá ser suspendido, de acuerdo con el contenido recogido en el anexo IV.

Salvo en el caso de los consumidores vulnerables acogidos al bono social y en el supuesto contemplado en el artículo 20, cuando hayan transcurrido dos meses desde que la empresa tenga constancia de la notificación del primer requerimiento de pago o, en su caso, desde que la comercializadora haya realizado el segundo requerimiento de pago, de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 2, sin que el mismo se hubiera hecho efectivo, la empresa comercializadora podrá solicitar a la empresa distribuidora a través del procedimiento y por los sistemas y medios telemáticos aprobados a tal efecto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la suspensión del suministro de electricidad, lo que determinará el inicio del procedimiento de suspensión, indicando si debe rescindirse o no el contrato.

En el caso de los consumidores acogidos al bono social, cuando hayan transcurrido cuatro meses desde que la empresa tenga constancia de la notificación del primer requerimiento de pago o, en su caso, desde que la comercializadora haya realizado el segundo requerimiento de pago, de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 2, sin que el mismo se hubiera hecho efectivo, la empresa comercializadora solicitará a la empresa distribuidora, a través del procedimiento y por los sistemas y medios telemáticos aprobados a tal efecto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, la aplicación del suministro mínimo vital, de conformidad con el artículo 45 bis de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. La empresa comercializadora de referencia remitirá un escrito al consumidor en el plazo máximo de diez días desde la mencionada solicitud para informarle de este extremo, de acuerdo con el modelo recogido en el anexo VIII. Finalizado el periodo de aplicación del suministro mínimo vital, la empresa comercializadora podrá solicitar a la empresa distribuidora a través del procedimiento y por los sistemas y medios telemáticos aprobados a tal efecto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la suspensión del suministro de electricidad, indicando si debe rescindirse el contrato o no.

No se podrá señalar como día para la interrupción un día festivo ni aquéllos en que, por cualquier motivo, no exista servicio de atención al cliente tanto comercial como técnico a efectos de la reposición del suministro de electricidad, como tampoco la víspera de aquellos días en que se dé alguna de estas circunstancias.»

«5. La potencia límite asociada al suministro mínimo vital se establece en 3,5 kW, que resultará de aplicación solo en aquellos casos en los que la potencia contratada sea superior a dicha potencia límite.

No obstante, lo anterior, este valor podrá ser modificado mediante orden de la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En la determinación de la potencia límite se deberán tener en cuenta, en todo caso, las circunstancias climatológicas, sociales o económicas de los colectivos beneficiarios del suministro mínimo vital.»

2. Se modifican los apéndices del anexo II, conforme se contiene en el apartado 1 del anexo de este real decreto-ley.

3. El anexo III queda modificado conforme se contiene en el apartado 2 del anexo de este real decreto-ley.

4. Se modifican los apéndices del anexo IV conforme se contiene en el apartado 3 del anexo de este real decreto-ley.

5. Se incluye un anexo VIII conforme se contiene en el apartado 4 del anexo de este real decreto-ley.

Disposición final tercera. Modificación del Real Decreto-ley 5/2021, de 12 de marzo, de medidas extraordinarias de apoyo a la solvencia empresarial en respuesta a la pandemia de COVID-19.

Se da nueva redacción al apartado 3 del artículo 1 del Real Decreto-ley 5/2021, de 12 de marzo, de medidas extraordinarias de apoyo a la solvencia empresarial en respuesta a la pandemia de COVID-19, con el siguiente texto:

«3. Las ayudas directas recibidas por los autónomos y empresas considerados elegibles tendrán carácter finalista y deberán aplicarse a satisfacer la deuda y a realizar pagos a proveedores y otros acreedores, financieros y no financieros, así como a compensar los costes fijos incurridos siempre y cuando éstos se hayan generado entre el 1 de marzo de 2020 y el 30 de septiembre de 2021 y procedan de contratos anteriores al 13 de marzo de 2021. En primer lugar, se satisfarán los pagos a proveedores y otros acreedores no financieros, por orden de antigüedad; si procede, en segundo lugar, se reducirá la deuda con acreedores financieros, primando la reducción de la deuda con aval público. Por último, se podrá destinar el remanente de la ayuda a compensar los costes fijos incurridos, que incluyen las pérdidas contables propias de la actividad empresarial que no hayan sido ya cubiertas con estas u otras ayudas.»

Disposición final cuarta. Títulos competenciales.

Este real decreto-ley se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13.ª, 14.ª, 22.ª, 23.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado la competencia en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, Hacienda general, legislación, ordenación y concesión de recursos y aprovechamientos hidráulicos cuando discurran por más de una comunidad autónoma, legislación básica sobre protección del medio ambiente, sin perjuicio de las facultades de las Comunidades Autónomas de establecer normas adicionales de protección y bases del régimen minero y energético, respectivamente.

Disposición final quinta. Desarrollo reglamentario y habilitación normativa.

Se habilita al Gobierno y a las personas titulares de los Ministerios de Hacienda y Función Pública, para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, y de Asuntos Económicos y Transformación Digital, en el ámbito de sus competencias, para aprobar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo, aplicación y ejecución de lo establecido en este real decreto-ley.

Disposición final sexta. Modificación de disposiciones reglamentarias.

Las determinaciones incluidas en normas reglamentarias que son objeto de modificación por este real decreto-ley podrán ser modificadas por normas del rango reglamentario correspondiente a la norma en que figuran.

Disposición final séptima. Entrada en vigor.

Este real decreto-ley entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Dado en Madrid, el 14 de septiembre de 2021.

FELIPE R.

El Presidente del Gobierno,

PEDRO SÁNCHEZ PÉREZ-CASTEJÓN

ANEXO

Modificaciones de los anexos II, III y IV y adición de un anexo VII del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica

1. De acuerdo con el apartado 2 de la disposición final segunda de este real decreto-ley, se modifican los apéndices I, II y III del anexo II del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, en los siguientes términos:

a) En el apéndice I («Modelo de comunicación para informar sobre el vencimiento del periodo de pago a consumidores personas físicas en mercado libre a remitir por la comercializadora»), el tercer párrafo tras el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«Una vez acogido al PVPC, y siempre que se hayan acreditado los requisitos para ser consumidor vulnerable, de no haber sido abonada la cantidad adeudada, transcurridos cuatro meses desde la recepción del requerimiento fehaciente de pago, se adaptará su potencia, durante otros seis meses adicionales, a un suministro mínimo vital de 3,5 kW. Durante este tiempo no podrá ser suspendido su suministro.»

b) En el apéndice II («Modelo de comunicación para informar sobre el vencimiento del periodo de pago a consumidores personas físicas acogidos al PVPC a remitir por la comercializadora de referencia»), el tercer párrafo tras el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«Siempre que se hayan acreditado los requisitos para ser consumidor vulnerable, de no haber sido abonada la cantidad adeudada, transcurridos cuatro meses desde la recepción del requerimiento fehaciente de pago, se adaptará su potencia, durante otros seis meses adicionales, a un suministro mínimo vital de 3,5 kW. Durante este tiempo no podrá ser suspendido su suministro.»

c) En el apéndice III («Modelo de comunicación para informar sobre el vencimiento del periodo de pago a consumidores acogidos al PVPC con bono social a remitir por la comercializadora de referencia»), el tercer párrafo inserto en el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«De no abonarse la cantidad adeudada, tras el plazo de cuatro meses a partir de la recepción de dicho requerimiento, la empresa distribuidora adaptará durante otros seis meses adicionales la potencia de su hogar a un suministro mínimo vital de 3,5 kW, durante los cuales su suministro tampoco podrá ser suspendido.»

2. De acuerdo con el apartado 3 de la disposición final segunda de este real decreto-ley, se modifican los apéndices I, II y III del anexo III del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, en los siguientes términos:

a) En el apéndice I («Modelo de requerimiento fehaciente de pago para consumidores en mercado libre a remitir por la comercializadora»), el tercer párrafo tras el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«Una vez acogido al PVPC, y siempre que se hayan acreditado los requisitos para ser consumidor vulnerable, de no haber sido abonada la cantidad adeudada, transcurridos cuatro meses desde la recepción del requerimiento fehaciente de pago, se adaptará su potencia, durante otros seis meses adicionales, a un suministro mínimo vital de 3,5 kW. Durante este tiempo no podrá ser suspendido su suministro.»

b) En el apéndice II («Modelo de requerimiento fehaciente de pago para consumidores acogidos al PVPC a remitir por la comercializadora de referencia»), el tercer párrafo tras el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«Siempre que se hayan acreditado los requisitos para ser consumidor vulnerable, de no haber sido abonada la cantidad adeudada, transcurridos cuatro meses desde la recepción del requerimiento fehaciente de pago, se adaptará su potencia, durante otros seis meses adicionales, a un suministro mínimo vital de 3,5 kW. Durante este tiempo no podrá ser suspendido su suministro.»

c) En el apéndice III («Modelo de requerimiento fehaciente de pago para consumidores acogidos al PVPC con bono social a remitir por la comercializadora de referencia»), el tercer párrafo inserto en el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«De no abonarse la cantidad adeudada, tras el plazo de cuatro meses a partir de la recepción de dicho requerimiento, la empresa distribuidora adaptará durante otros seis meses adicionales la potencia de su hogar a un suministro mínimo vital de 3,5 kW, durante los cuales su suministro tampoco podrá ser suspendido.»

3. De acuerdo con el apartado 4 de la disposición final segunda de este real decreto-ley, se modifican los apéndices I y II del anexo IV del Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, en los siguientes términos:

a) En el apéndice I («Modelo de requerimiento fehaciente de pago para consumidores en mercado libre a remitir por la comercializadora quince días hábiles antes de la finalización del plazo para iniciar el procedimiento de suspensión del suministro de electricidad»), el tercer párrafo tras el recuadro, queda redactado del siguiente modo:

«Siempre que se hayan acreditado los requisitos para ser consumidor vulnerable, una vez acogido al PVPC, de no haber sido abonada la cantidad adeudada, transcurridos 2 meses desde la fecha señalada anteriormente la empresa distribuidora adaptará durante 6 meses adicionales la potencia de su hogar a un suministro mínimo vital de 3,5 kW, durante los cuales su suministro tampoco podrá ser suspendido.»

b) En el apéndice II («Modelo de requerimiento fehaciente de pago para consumidores acogidos al PVPC a remitir por la comercializadora de referencia quince días hábiles antes de la finalización del plazo para iniciar el procedimiento de suspensión del suministro de electricidad»), el tercer párrafo tras el recuadro queda redactado del siguiente modo:

«Siempre que se hayan acreditado los requisitos para ser consumidor vulnerable, de no haber sido abonada la cantidad adeudada, transcurridos 2 meses desde la fecha señalada anteriormente la empresa distribuidora adaptará durante 6 meses adicionales la potencia de su hogar a un suministro mínimo vital de 3,5 kW, durante los cuales su suministro tampoco podrá ser suspendido.»

4. De acuerdo con el apartado 5 de la disposición final segunda de este real decreto-ley, se añade un nuevo anexo VIII al Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, con la siguiente redacción:

«Modelo de comunicación para informar sobre aplicación del suministro mínimo vital

Le informamos que, de no abonarse la cantidad adeudada, la potencia de su hogar se adaptará, durante un periodo de 6 meses, al suministro mínimo vital, establecida en 3,5 kW. Durante estos cuatro meses su suministro no podrá ser suspendido, y su potencia no podrá sobre pasar este límite.

Si usted cumple los requisitos para ser vulnerable severo de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 897/2017, de 6 de octubre, por el que se regula la figura del consumidor vulnerable, el bono social y otras medidas de protección para los consumidores domésticos de energía eléctrica, del que le remitimos un extracto, puede ponerse en contacto con los servicios sociales del municipio y comunidad autónoma donde reside, para que le informen sobre la posibilidad de atender el pago de su suministro de electricidad.

[Inclúyase a continuación requisitos para ser vulnerable severo conforme al artículo 3 del citado real decreto].»