ETS2: Derechos de emisión, el impuesto sobre hidrocarburos y las comercializadoras de gas natural

El régimen de derechos de emisión de edificios, transporte y otros sectores está delimitado por la fiscalidad a la que está sometida el consumo del combustible sujeto. La normativa del ETS2 recurre a las Directivas 2003/96/CE por la que se reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos energéticos y de la electricidad, y a la Directiva 2020/262/UE por la que se establece el régimen general de los impuestos especiales, para definir lo que se entiende por entidad regulada, por combustible y por despacho a consumo. Igualmente, el Reglamento de Ejecución (UE) 2018/2066 sobre el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero en aplicación de la Directiva 2003/87/CE de la Comisión (MRR), resulta también supeditado a las Directivas tributarias, lo que incluye el gas natural, si bien con medidas distintas de las de los hidrocarburos líquidos.

Los requisitos de «incertidumbre» y «precisión», contenidos en el MRR, no son obligatorios  cuando la entidad regulada utilice el método a que se refiere el apartado 1, letra a), del artículo 75 undecies; es decir, cuando las entidades reguladas sean entidades sujetas a obligaciones de notificación con arreglo a la legislación tributaria nacional en transposición de las Directivas 2003/96/CE y (UE) 2020/262, y sometidos al control metrológico nacional, la entidad regulada podrá determinar las cantidades de combustible despachadas sin necesidad de aplicar niveles. Es decir, el MRR no exige una evaluación de la incertidumbre ni de la precisión cuando la entidad regulada utiliza los mismos métodos de medición y obligaciones de notificación a efectos tributarios. En estos casos, la evaluación no será relevante y la entidad regulada podrá asumir el cumplimiento de los niveles más altos.

De entre el conjunto de los  gaseosos, incluidos en el ámbito impositivo del impuesto especial sobre hidrocarburos, se diferencian dos clases de productos: 1) los que se consumen en estado gaseoso, como el gas natural y los productos comprendidos en NC 2711.29.00 y NC 2705, y 2) aquellos que igualmente son gases, pero se presentan en estado líquido. El gas licuado de petróleo (GLP), es una mezcla de hidrocarburos ligeros, básicamente propano y butano o la mezcla de ambos, siendo gaseosos en condiciones normales de presión y temperatura, si bien con la propiedad de pasar a estado líquido a presiones relativamente bajas, permitiendo su almacenamiento y transporte en recipientes a presión. En los primeros, la base imponible está constituida por el «poder energético» expresado en gigajulios (GJ), como el gas natural, el biogás, el etileno, butileno, butadieno, propileno, el gas de hulla, gas de agua, gas pobre, etcétera; en los segundos -que se presentan en estado líquido-, la unidad utilizada es la tonelada métrica, tal como sucede con el butano o el propano doméstico.

1. La unidad de medida del impuesto: el Gigajulio (GJ)

 El impuesto especial sobre hidrocarburos grava en euros el contenido energético en bruto, expresado en Gigajulios (un Gigajulio son 10⁹ julios). El Julio, que toma su nombre del físico inglés James Prescott Joulees, es una unidad medida de energía, de trabajo y calor. El Sistema Internacional de Unidades (SI), lo define como el trabajo efectuado cuando el punto de aplicación de un Newton —unidad de fuerza—, se desplaza una distancia de 1 metro en la dirección de la fuerza^[1].

Es una unidad de medida pequeña, que expresa una cantidad reducida de energía. Por esta razón, el poder energético del gas natural se expresa normalmente en KWh, que es una unidad mayor —un kWh equivale a 3.600.000 julios—, facilitando la gestión del sistema gasista y la relación entre las compañías y los usuarios. Sin embargo, en el cálculo de la base imponible del impuesto se utiliza el julio como unidad, expresando el poder energético del combustible antes de la combustión, esto es, antes de convertirse en calor o electricidad, y no los kWh producidos por tal combustión, lo que obliga a convertir los Kwh obtenidos en Gigajulios.

Pero el gas natural consumido por los usuarios, se calcula convirtiendo a Kwh la cantidad de metros cúbicos de gas que pasa por el contador, y lo mismo sucede con las transacciones comerciales que llevan a cabo los agentes del mercado^[2]. Otro tanto ocurre con el biogás, el gas de hulla y los gases similares, normalmente destinados a la producción de calor y electricidad. Por lo tanto, la base imponible del impuesto se calcula convirtiendo los metros cúbicos en Kwh, y estos a Gigajulios.

2. Poder calorífico inferior y poder calorífico superior del gas natural

A efectos tributarios, para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores, m³, a la unidad de medida de energía en kWh, se utiliza el valor energético del gas natural referido al poder calorífico superior (PCS), medido en las condiciones de referencia del sistema gasista^[3]; sin embargo, a los efectos del RCDE 2, el parámetro que debe utilizarse es el poder calorífico inferior (PCI).

El poder calorífico, es la cantidad de energía desprendida en la reacción de combustión, referida a una unidad de medida (Kg, m3). El gas natural es un compuesto de carbono e hidrógeno —básicamente metano (CH₄)—, que, al arder en combinación con el oxígeno, además de calor desprende dióxido de carbono (CO₂) y vapor de agua (H₂O) —la presencia de agua se debe a la combustión del hidrógeno presente en el gas y a la humedad del propio combustible—, emergiendo ambos por los conductos de la caldera al exterior. Por esta razón, la presencia de agua admite dos magnitudes para calcular el poder energético del gas natural —también en otros hidrocarburos—, el poder calorífico inferior (PCI) y el poder calorífico superior (PCS).

El poder calorífico inferior (PCI), se refiere a la cantidad de calor aprovechable cuando el agua producida en la combustión no se condensa, perdiéndose el «calor latente» del vapor de agua (aproximadamente 540 kilocalorías por kilogramo de agua). Se trata únicamente el calor de oxidación, sin contar con la parte correspondiente al «calor latente» del vapor de agua que emerge y se pierde. Dicho de otra manera, el PCI no mide la totalidad del poder energético que es capaz de generar el hidrocarburo, pues parte de ese calor se gasta en producir vapor de agua que emerge al exterior. Por esta razón, el PCI tan solo computa el «calor aprovechable», pero no mide el verdaderamente producido en la reacción de combustión. El articulo 3.30 del Reglamento MMR define como «valor calorífico neto (VCN)», a la cantidad específica de energía liberada en forma de calor, durante la combustión completa de un combustible o material con el oxígeno en condiciones normales, una vez deducido el calor correspondiente a la vaporización del agua que se haya podido producir.

Por su parte, el poder calorífico superior (PCS), mide el calor verdaderamente producido en la reacción de combustión, expresando el poder energético en bruto del gas natural. Es la cantidad total de calor que se desprende de la combustión en la que el vapor de agua generado está condensado, es decir, el agua ha cambiado de la fase gaseosa (vapor), a la de líquido, liberando el calor, lo que permite una mayor eficiencia en términos de calor del hidrocarburo combustionado. Por ende, al condensarse el vapor de agua desprendido durante la combustión, se consigue un aporte adicional de calor. Luego, el PCS mide la cantidad de calor total producido por la combustión completa de una unidad de hidrocarburo, incluyendo el calor recuperado y derivado de la condensación del vapor de agua.

La Ley del impuesto grava el contenido energético del gas natural y de otros hidrocarburos gaseosos, pero no establece la manera de cuantificar el poder calorífico. La Directiva 2003/96/CE, exige que el poder energético se cuantifique por su «valor calorífico bruto», esto es, por su poder calorífico superior^[4]. Medir el combustible basado en el contenido total de energía —incluida por tanto la derivada de la condensación del vapor de agua—, proporciona una imagen más precisa que hacerlo en PCI, ya que la calidad de un determinado tipo de combustible puede variar de una fuente a otra, lo que supondría idéntica tributación para distintos contenidos energéticos. Por el contrario, la adopción del PCS, al ser esta una magnitud fija para un producto en concreto, supone la fijación de una base imponible igual para todos los sujetos intervinientes en la cadena comercializadora, pues no variará dependiendo de la caldera que se emplea^[5].

En último término, cuando la entidad regulada destine el gas natural a combustible, además de ingresar la cuota que corresponda, está obligada a registrar, notificar y cuantificar la cantidad puesta a consumo, a las autoridades tributarias. Al respecto, el Reglamento MRR señala que las entidades reguladas, cuando sean entidades sujetas a obligaciones de notificación con arreglo a la legislación tributaria nacional en transposición de las Directivas 2003/96/CE y (UE) 2020/262, y sometidos al control metrológico nacional, podrán determinar las cantidades de combustible despachadas, sin necesidad de aplicar niveles. Sin embargo, a efectos tributarios, los registros, notificaciones y autoliquidaciones del gas natural se expresarán en términos de valor calorífico bruto (PCS), por lo que necesariamente deberán ajustarse al valor calorífico neto (PCI) exigido por el RCDE2. Para el paso de PCS a PCI, en el gas natural se utiliza el factor de conversión de 0,901, si bien también se puede expresar en relación con el volumen, siendo su valor de 37,78 GJ/miles m³N[6].

En todo caso, la medición del poder calorífico (PCI y PCS), se realiza por medio de equipos de determinación de la calidad, deberán disponer de la evaluación de conformidad metrológica otorgada por la autoridad competente de la Unión Europea, ser digitales, con registros horarios y diarios, con una capacidad de almacenamiento mínimo de 31 días y deberán poder facilitar, entre otros datos, la información mediante análisis continuo del flujo de gas del poder calorífico inferior (PCI) y poder calorífico superior (PCS), en kWh/m3 (en condiciones de referencia)^[7].

Eduardo Espejo Iglesias

FIDE Tax & Legal

[1] El Sistema Internacional de Unidades (SI) 8ª Edición. 2ª edición en español. Oficina Internacional de Pesas y Medidas Organización Intergubernamental de la Convención del Metro. Anexo I, página 56.

[2] CNMC, acuerdo por el que se emite informe al ministerio de energía, turismo y agenda digital, en relación a las presiones de suministro utilizadas para la conversión de unidades de volumen a energéticas en la facturación de gas natural a los consumidores finales, de fecha 1 diciembre de 2016, Expediente núm.: CNS/DE/298/15, página 4: “La regulación de los procedimientos y sistemas para la medición del consumo de gas natural en los puntos de suministro a los consumidores finales se encuentra en el Protocolo de detalle PD-01 Medición, aprobado por la Resolución de 22 de septiembre de 2011 (BOE 3 octubre 2011), de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, así como en sus posteriores modificaciones.  En particular, en dicho protocolo se especifican las fórmulas aplicables para la conversión de las unidades de volumen (m3), medido por los contadores de gas, a unidades energéticas, utilizadas en la facturación del gas natural. Además, se especifican los requisitos generales de los sistemas de medición que se deben instalar en los puntos de suministro, en función del caudal máximo horario, el consumo anual y la presión de suministro. La gran mayoría de los consumidores domésticos se encuentran conectados a redes de presión de máxima de servicio hasta 4 bar, y están equipados con un contador de gas volumétrico que no dispone de equipos de medición y registro de la presión y temperatura. Por ello, para el cálculo del factor de conversión de unidades de volumen a unidades de energía, deben utilizarse unas presiones y temperaturas de referencia, conforme a lo dispuesto en el protocolo PD-01”.

[3] RESOLUCIÓN de 15 de febrero de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican diversas normas de gestión técnica del sistema y protocolos de detalle.

[4] DGT V2560-14, de 30 de septiembre de 2014. Sociedad realiza la gestión integral de los sistemas de desgasificación de vertederos controlados de residuos sólidos urbanos y establece el mantenimiento del sistema de captación del biogás generado en el vertedero y del sistema de producción de energía eléctrica en motores estacionarios que utilizan como carburante el biogás generado en el vertedero. Si bien la Ley de Impuestos Especiales no lo ha establecido de forma expresa, la Directiva 2003/96/CE del Consejo, por la que se reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos energéticos y de la electricidad, al establecer los niveles mínimos de imposición aplicables a los carburantes y combustibles, exige que el poder energético de estos se cuantifique por su "valor calorífico bruto". Por ello se entiende que, aunque el biogás obtenido en el vertedero tenga una composición variable, su poder energético tendrá que cuantificarse mediante la cantidad de energía bruta que contiene y no podrá estimarse mediante la lectura de la energía eléctrica generada al utilizar el biogás para producir electricidad.

[5] TEAC, Sala segunda, fecha, 29 de enero de 2019:  … a pesar de no definirse de la manera que sostiene el órgano directivo el poder energético, parece razonable, dado que no se especifica suficientemente el modo de cálculo, aplicar la magnitud que considera este, ya que la adopción del PCI como método de cálculo implicaría subordinar la base imponible a "(...) factores tales como el uso o destino, tecnología del consumidor y evolución tecnológica", lo que no parece seguro desde el punto de vista jurídico, ya que en este caso la base imponible variaría dependiendo del consumidor final del carbón. Por el contrario la adopción del PCS, al ser esta una magnitud fija para un producto en concreto supone la fijación de una base imponible igual para todos los sujetos intervinientes en la cadena comercializadora, pues no varía en función del uso que se dé al carbón o de la caldera en la cual se emplee. La única distinción que aceptan tanto la Ley como la Directiva comunitaria es la de los tipos impositivos en función de si el carbón se usa con fines profesionales (a excepción de procesos de generación de electricidad) o con otros fines, por lo que no resulta adecuado introducir otra variable incierta, esta vez en la fijación de la base, cuando parece que el legislador no lo ha previsto así.

[6] INFORME INVENTARIOS GEI 1990-2021 (edición 2023) anexo 7. factores de emisión de CO2 y PCI de los combustibles. Este anexo será la única fuente válida de factores estándar del Inventario Nacional a los efectos previstos en el artículo 31, apartado 1, letra b), del Reglamento (UE) 601/2012 de la Comisión, de 21 de junio de 2012, sobre el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero en aplicación de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo.

[7] RESOLUCIÓN de 22 de septiembre de 2011, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifica el protocolo de detalle PD-01 “medición» de las normas de gestión técnica del sistema gasista. Los equipos de determinación de la calidad deberán disponer de la evaluación de conformidad metrológica otorgada por la autoridad competente de la Unión Europea, ser digitales, con registros horarios y diarios, con una capacidad de almacenamiento mínimo de 31 días y deberán poder facilitar, entre otros datos, la información mediante análisis continuo del flujo de gas del Poder calorífico inferior (PCI) y poder calorífico superior (PCS) en kWh/m3 (en condiciones de referencia).