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Lawyers, other representatives, expert(s), tribunal’s secretary

Laudo

GLOSARIO DE TÉRMINOS Y ABREVIACIONES

Acuerdo de Inversión : Acuerdo de Inversión del 29 de junio de 2012 firmado entre, por un lado, los accionistas de la sociedad brasilera Isolux Infrastructure, S.A., es decir las sociedades españolas Grupo Isolux Corsan Concesiones, S.L., y Grupo Isolux Corsan, S.A., y por otro lado las sociedades canadienses inversores Public Sector Pension Investment Board ("PSP" o "PSP Investment") y su filial Infra-PSP Canada Inc.

Acuerdo de Accionistas : PSP, CIG y CIG Concesiones y también la sociedad objeto de la operación, Isolux INBV, firmaron un Acuerdo de Accionistas el mismo 29 de junio de 2012 con el fin de establecer y organizar los derechos de PSP y CIG Concesiones, nuevos accionistas de la sociedad Isolux INBV.

CAPEX: costes de capital

CNE: Comisión Nacional de Energía

Convención de Viena o CVDT: Convención de Viena sobre el derecho de los tratados

Demanda: Demanda de Arbitraje del 3 de octubre de 2013.

Demandada : El Reino de España.

Demandante : Isolux Infrastructure Netherlands B.V.

DCF: Discounted Cash Flow.

DGT : Dirección General de Tributos.

FIT: Tarifas reguladas llamadas " Feed-in Tariff ".

GIC: sociedad española Grupo Isolux Corsan, S.A. accionista de la sociedad brasilera Isolux Infrastructure, S.A.

GIC Concesiones o GICC : sociedad española Grupo Isolux Corsan Concesiones, S.L., accionista de la sociedad brasilera Isolux Infrastructure, S.A.

IDEA: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.

IIN o Isolux INBV: la Demandante, Isolux Infrastructure Netherlands B.V.

Informe 2/2012 : Informe 2/2012 "Sobre el Sector Energético Español" de la CNE del 7 de marzo de 2012.

Infra-PSP : empresa canadiense llamada Infra-PSP Canada Inc., filial de la sociedad Public Sector Pension Investment Board.

IPC: Índice nacional de Precios al Consumo previsto en el Artículo 44 del Decreto RD 661/2007 y utilizado para actualizar el FIT.

IPVEE: impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica introducido por la Ley 15/2012.

ISOLUX : Grupo Isolux Corsan Concesiones, S.L., y Grupo Isolux Corsan, S.A.

Isolux Infrastructure : Isolux Infrastructure, S.A., sociedad brasilera, filial de Grupo Isolux Corsan Concesiones, S.L., y Grupo Isolux Corsan, S.A.

Ley 54/1997 o LSE: la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico

Ley 2/2011: Ley 2/2011 de 4 de marzo, de Economía Sostenible.

Ley 15/2012: Ley 15/2012 del 27 de diciembre de 2012, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, del 27 de diciembre de 2012.

Ley 24/2013 o LSE 2013 : Ley 24/2013 de 26 de diciembre del Sector Eléctrico.

Memorial de Demanda: Memorial de Demanda presentado por la Demandante el 11 de julio de 2014, junto con los anexos fácticos C-2 a C-171, los anexos jurídicos CLA-1 a CLA-35, y el informe pericial de daños preparado por os Sres. Javier Acevedo Jiménez de Castro y Jesús Mota Robledo de Deloitte.

Memorial de Contestación : Memorial de Contestación presentado por la Demandada el 3 de diciembre de 2014, con sus Objeciones Jurisdiccionales y su Petición de Bifurcación. Este Memorial fue sometido junto con sus anexos fácticos R-1 a R-163, los anexos jurídicos RL-1 a RL-85, el informe pericial elaborado por MaC Group y Altran de fecha 2 de diciembre de 2014 realizado por los peritos Grant Greatrex y David Pérez López.

Memorial de Réplica: Memorial de Réplica al Memorial de Contestación de la Demandada y Contestación a las objeciones jurisdiccionales presentado por la Demandante el 4 de junio de 2015, acompañado de los anexos facticos C-172 a C-208 y de los anexos jurídicos CLA-36 a CLA-91, el segundo informe Deloitte del 4 de junio de 2015 y un informe del 3 de junio de 2015 realizado por Carlos Solé Martin y Marta Serrano Pardo de KPMG.

Memorial de Duplica : Memorial de Dúplica sobre el fondo y Réplica sobre objeciones jurisdiccionales del 29 de julio de 2015 con los anexos fácticos R-164 a R-228 y los anexos jurídicos RL-86 a RL-110 y el segundo informe pericial Altran-Mac Group del 28 de julio de 2015, realizado por Grant Greatrex, David Pérez López y Jesús Fernández Salguero.

Memorial de Duplica sobre objeciones jurisdiccionales: Memorial de Dúplica a la Réplica sobre las objeciones jurisdiccionales del 10 de septiembre de 2015, junto con el anexo factico C-209 y los anexos jurídicos CLA-92 a CLA-101.

OPEX : costes de operación.

ORIE : Organización Regional de Integración Económica según el Artículo 1(3) TCE.

Plantas : son las 34 plantas fotovoltaicas que la Demandante dice ostentar a través de la participación de T-Solar en TGOA y TZO, y objetos del presente arbitraje.

PREFO: Registro de Pre-asignación de la Retribución, introducido por el RD 1578/2008 y efectivamente creado por el Real Decreto Ley 6/2009.

Primer Informe Deloitte: Informe proveído por la Demandante del perito Deloitte del 11 de julio de 2014.

PSP o PSP Investments : empresa canadiense llamada Public Sector Pension Investment Board

RAIPRE: Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial instaurado por el Artículo 9 del RD 661/2007

Régimen Especial: Régimen de generación eléctrica y de retribución de la energía eléctrica desarrollado inicialmente por la Ley 54/1997 caracterizado.

RD 2818/1998: Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

RD 436/2004: Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

RD 661/2007: Real Decreto 661/2007 de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

RD 1578/2008: Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

RDL 6/2009: Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social

RD 1565/2010: Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial

RD 1614/2010 : Real Decreto 1614/2010 de 7 de diciembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica a partir de tecnologías solar termoeléctrica y eólica.

RDL 14/2010 : Real Decreto Ley 14/2010 de 23 de diciembre, que establece medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico.

RDL 1/2012 : Real Decreto Ley 1/2012 de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre-asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.

RDL 2/2013: Real Decreto-Ley 2/2013 de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en sector financiero del 1 de febrero de 2013.

RDL 9/2013 : Real Decreto Ley 9/2013 de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico.

RDL 14/2010: RDL 14/2010 de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico.

RD: Real Decreto

RDL : Real Decreto Ley

Retribución Especifica: sistema de retribución instaurado por el Real Decreto Ley 9/2013 del 12 de julio de 2013 y que reemplaza el sistema de FIT.

RRDD: pluralidad de Real Decretos

SCC: Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo.

Segundo Informe Deloitte: Informe del perito Deloitte proveido por la Demandante del 4 de junio de 2015

TCE: Tratado sobre la Carta de la Energía del 17 de diciembre de 1994.

TFUE : Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.

TGOA : T-Solar Global Operating Assets, S.L., filial de T-Solar.

TIR: Tasa Interna de Rentabilidad.

TJE : Trato Justo y Equitativo.

T-Solar : Grupo T-Solar Global S.A.

TZO : Tuin Zonne Origen, S.L.U., filial de T-Solar controlada al 100% por TGOA

UE: Unión Europea.

I. LAS PARTES

Las Partes en este arbitraje son:

A. DEMANDANTE

1.
Isolux Infrastructure Netherlands, B.V. (Países Bajos) (" IIN " o la " Demandante "), sociedad constituida el 13 de junio de 2012 con arreglo a la legislación del Reino de los Países Bajos y con domicilio social en Strawinskylaan 411, 1077 XX, Ámsterdam, Países Bajos1. Actúa en el presente arbitraje en calidad de sociedad matriz y/o accionista mayoritario directo y/o indirecto de las siguientes empresas mercantiles españolas: Grupo T-Solar Global, S.A., T-Solar Global Operating Assets, S.L. (" TGOA ") y Tuin Zonne Origen, S.L.U. (" TZO "), TGOA y TZO siendo a su vez titulares de la totalidad o la mayoría del capital de 117 sociedades españolas de responsabilidad limitada unipersonal2 propietarias de plantas solares fotovoltaicas para la producción de energía eléctrica en España.3
2.
La Demandante está representada por los señores Hermenegildo Altozano García-Figueras y Coral Yáñez Cañas del bufete Bird & Bird LLP (España) y los señores Fernando Mantilla-Serrano y John Adam del bufete Latham & Watkins LLP (Paris).

B. DEMANDADA

3.
La Demandada es el Reino de España (" Demandada ").
4.
La Demandada está representada por la Abogacía General del Estado del Reino de España y en particular los señores José Luis Gómara Hernandez, Diego Santacruz Descartin y Fernando Irurzun Montoro.
5.
La Demandante y la Demandada serán denominadas conjuntamente las " Partes " e individualmente como la " Parte ".

II. EL CONSENTIMIENTO AL ARBITRAJE

6.
El Reino de España es parte del Tratado sobre la Carta de la Energía del 17 de diciembre de 1994 ("TCE") cuyo Artículo 26 sobre "Solución de Controversias entre un Inversor y una Parte Contratante" establece:

"1) En la medida de lo posible, se resolverán amigablemente las controversias entre una Parte Contratante y un inversor de otra Parte Contratante respecto al supuesto incumplimiento por parte de aquélla de una obligación derivada de la Parte III relativa a una inversión de éste en el territorio de la primera.

2) Si dichas controversias no pueden resolverse con arreglo a lo dispuesto en el apartado 1) en un plazo de tres meses a partir de la fecha en la que cualquiera de las partes en conflicto hubiera solicitado una solución amigable, el inversor afectado podrá optar por someter una controversia para su solución:

a) ante los tribunales ordinarios o administrativos de la Parte Contratante implicada en la controversia, o

b) de acuerdo con un procedimiento de solución de controversias previamente acordado, o

c) de acuerdo con los siguientes apartados del presente Artículo.

3) a) Salvo lo establecido en las letras b) y c), las Partes Contratantes consienten incondicionalmente en someter sus controversias a arbitraje o conciliación internacional de conformidad con lo dispuesto en el presente Artículo.

b) i) Las Partes Contratantes incluidas en el Anexo ID no darán su consentimiento incondicional en el caso de que el inversor haya recurrido previamente a los procedimientos indicados en las letras a) o b) del apartado 2).

ii) En aras de una mayor transparencia, las Partes Contratantes incluidas en el Anexo ID deben especificar por escrito a la Secretaría, no más tarde de la fecha en que se deposite su instrumento de ratificación, aceptación o aprobación con arreglo al Artículo 39, sus políticas, prácticas y condiciones que se apliquen al respecto o depositará su instrumento de adhesión con arreglo al Artículo 41.

c) Las Partes Contratantes incluidas en el Anexo IA no darán su consentimiento incondicional con respecto a una controversia suscitada en torno a la última frase del apartado 1) del Artículo 10.

4) En el caso de que un inversor opte por someter la controversia para su solución con arreglo a la letra c) del apartado 2), dicho inversor deberá asimismo presentar su consentimiento por escrito de que la controversia se someta:

a) i) al Centro Internacional para el Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones, creado en virtud del Convenio sobre el Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones entre Estados y Nacionales de otros Estados, abierto a la firma en Washington, el 18 de marzo de 1965 (en adelante denominado "Convenio CIADI"), en caso de que tanto la Parte Contratante del Inversor como la Parte Contratante en litigio sean Parte en el Convenio CIADI; o

ii) al Centro Internacional para el Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones, creado en virtud del Convenio mencionado en el inciso i) de la letra a), de acuerdo con las normas por las que se rige el Mecanismo Adicional de Aplicación de Procedimientos por la Secretaría del Centro (en adelante denominadas "Normas sobre el Mecanismo Adicional"), en caso de que la Parte Contratante del Inversor o la Parte Contratante en litigio, pero no ambas, sean Parte en el Convenio CIADI;

b) un único árbitro internacional o tribunal de arbitraje ad hoc establecidos en virtud del Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (en adelante denominado "CNUDMI"), o

c) un procedimiento de arbitraje por parte del Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo;

5) a) El consentimiento dado con arreglo al apartado 3), junto con el consentimiento escrito del inversor en relación con el apartado 4), se considerará que cumple lo prescrito para:

i) el consentimiento escrito de las Partes en una controversia, según el Capítulo II del Convenio del CIADI y según las Normas del Mecanismo Adicional; ii) el "acuerdo por escrito", según lo dispuesto en el Artículo II del Convenio de las Naciones Unidas sobre Reconocimiento y Ejecución de Sentencias Extranjeras de Arbitraje, hecho en Nueva York, el 10 de junio de 1958 (en adelante denominado "Convenio de Nueva York"); y

iii) "que las Partes en un contrato hayan acordado por escrito" para los fines del Artículo 1 del Reglamento de Arbitraje de la CNUDMI; b) Cualquier arbitraje que se lleve a cabo con arreglo al presente Artículo tendrá lugar, a petición de cualquiera de las partes en la controversia, en un Estado que sea Parte en el Convenio de Nueva York. Se considerará que las demandas que se presenten a arbitraje con arreglo a este Artículo se derivan de una relación o transacción comercial conforme a lo dispuesto en el Artículo I de dicho Convenio.

6) En virtud del apartado 4) se creará un tribunal que decidirá las cuestiones en litigio con arreglo al presente Tratado y a las normas del Derecho Internacional aplicables.

7) Cualquier inversor que no sea persona física, que tenga la nacionalidad de una Parte Contratante que sea parte en la controversia en la fecha del consentimiento por escrito mencionado en el apartado 4) y que, antes de que se plantee una controversia entre éste y dicha Parte Contratante, esté controlado por inversores de otra Parte Contratante, será tratado, a los efectos de la letra b) del apartado 2) del Artículo 25 del Convenio del CIADI, como "ciudadano nacional de otro Estado Contratante", y como "ciudadano de otro Estado" para los fines del apartado 6 del Artículo 1 de las Normas del Mecanismo Adicional.

8) Los laudos arbitrales, que pueden incluir laudos de intereses, serán firmes y vinculantes para las partes en litigio. Los laudos arbitrales relativos a una medida de un gobierno o autoridad de rango inferior de la Parte Contratante litigante deberán dar a la Parte Contratante la opción de indemnizar pecuniariamente en lugar de cualquier otra reparación. Las Partes Contratantes deberán ejecutar sin demora los laudos, y adoptar las medidas necesarias para que se imponga el efectivo cumplimiento de éstos en su territorio."

III. DERECHO APLICABLE

7.
Con el fin de determinar el derecho aplicable, el Tribunal se refiere al Artículo 22 (1) del Reglamento de Arbitraje del Instituto de la Cámara de Comercio de Estocolmo en vigor desde el 1 de enero de 2010 (el " Reglamento "), mismo que establece que el Tribunal Arbitral " decidirá el fondo de la disputa de conformidad con el/los derecho(s) o las normas jurídicas que las partes hayan acordado ".
8.
En el presente caso, el Tribunal Arbitral decidirá sobre la presente disputa de acuerdo con lo establecido en el Artículo 26 (6) del TCE que dispone que " el Tribunal decidirá las cuestiones en litigio con arreglo al presente Tratado y a las normas del Derecho Internacional aplicables."

IV. RESUMEN DEL PROCEDIMIENTO DE ARBITRAJE

9.
El 3 de octubre de 2013, IIN interpuso una Demanda de Arbitraje (" Demanda ") ante el Instituto de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Estocolmo (" SCC ") en contra del Reino de España, de conformidad con el Reglamento.
10.
La Demandante consideró en su Demanda que el Tribunal Arbitral tenía que ser constituido por tres árbitros y designó al Profesor Guido Santiago Tawil como árbitro de conformidad con el Artículo 13(3) del Reglamento4. Propuso también que el idioma del arbitraje fuese el español, que Ginebra fuese la sede del arbitraje y que las reuniones y audiencias se desarrollaran en Madrid, España.5
11.
El 18 de octubre de 2013, el Reino de España presentó su Contestación a la Solicitud de Arbitraje, proponiendo Madrid como sede del arbitraje a efectos de garantizar la tramitación del procedimiento arbitral, y manifestando su acuerdo para que el idioma del arbitraje fuese el castellano.
12.
El 14 de noviembre de 2013, el Reino de España designó al Dr. Claus Von Wobeser como árbitro.
13.
A petición de la Secretaría de la SCC, formulada en su carta del 19 de noviembre de 2013, las Partes presentaron alegatos adicionales el 26 de noviembre de 2013, antes de que el Consejo decidiera sobre la sede del arbitraje de conformidad con el Artículo 20 del Reglamento.
14.
El 28 de noviembre de 2013, la Secretaría de la SCC comunicó a las Partes la decisión del Consejo de la SCC designando Estocolmo como sede del arbitraje.
15.
El 15 de enero de 2014, la Secretaría de la SCC informó a las Partes que el Sr. Yves Derains había sido designado Presidente del Tribunal Arbitral por acuerdo de las Partes, de conformidad con el Artículo 1.2.1 del "Procedimiento para el Nombramiento del Presidente del Tribunal Arbitral".
16.
Con fecha 27 de enero de 2014, el Tribunal Arbitral envió a comentarios de las Partes un proyecto de Orden Procesal N°1, relacionada con la organización del procedimiento arbitral.
17.
El 28 de enero de 2014, las Partes enviaron al Tribunal Arbitral sus respectivos comentarios al mencionado proyecto de Orden Procesal, los cuales fueron discutidos entre las Partes y el Tribunal durante una conferencia telefónica celebrada el 29 de enero de 2014 y en particular: (1) la solicitud de la Demandante de que el plazo para la entrega del Memorial de Demanda corra a partir de la publicación de un nuevo Real Decreto (el " Nuevo Decreto ") contemplado en la Disposición Final Segunda del Real Decreto 9/2013 y de una nueva orden ministerial (la " Solicitud de la Demandante ") y (2) la solicitud de la Demandada relativa a la introducción en el calendario procesal de un procedimiento relativo a una demanda de bifurcación (la " Solicitud de la Demandada ") (conjuntamente "las Solicitudes "). El Tribunal Arbitral consideró, de acuerdo con las Partes, que para finalizar la orden procesal y poder fijar el calendario procesal era necesario que cada Parte presentara por escrito una respuesta a las Solicitudes mencionadas y decidió fijar una segunda conferencia telefónica para finalizar el proyecto de orden procesal una vez que el Tribunal Arbitral haya decidido sobre estas Solicitudes.
18.
El 4 de febrero de 2014 la Demandada envió al Tribunal Arbitral y a la otra Parte su Escrito de Contestación a la Solicitud de la Demandante. El mismo día, la Demandante transmitió al Tribunal Arbitral y a la otra Parte su Escrito de Contestación a la Solicitud de la Demandada.
19.
El Tribunal Arbitral decidió sobre el calendario procesal el 7 de febrero de 2014, rechazando las Solicitudes. En relación con la Solicitud de la Demandante, el Tribunal consideró que una Parte que tomó la decisión de iniciar un procedimiento arbitral no podía condicionar la presentación de su Memorial de Demanda a posibles acontecimientos futuros y que en caso de que sucedieran aquellos acontecimientos, el Artículo 25 del Reglamento ofrecía la posibilidad de modificar o ampliar la demanda. En cuanto a la Solicitud de la Demandada, el Tribunal determinó que el calendario procesal contemplaría la posibilidad de solicitar la bifurcación, después de la presentación del Memorial de Contestación.
20.
El 10 de febrero de 2014, tuvo lugar una segunda conferencia sobre la conducción del procedimiento con el fin de determinar las fechas del calendario procesal.
21.
Mediante Orden Procesal N°1, del 11 de febrero de 2014, el Tribunal Arbitral determinando la conducción del procedimiento y el calendario procesal. Asimismo, designó a la Sra. Aurore Descombes como Secretaría del Tribunal Arbitral por acuerdo de las Partes. El 20 de mayo de 2014, la Demandante envió al Tribunal Arbitral una carta solicitando una modificación al calendario procesal fijado en la Orden Procesal N°1.
22.
En relación con dicha solicitud y a petición del Tribunal Arbitral, las Partes intercambiaron diversas correspondencias con el fin de presentar su posición respectiva.
23.
A partir de los argumentos desarrollados por las Partes en aquellas correspondencias, el Tribunal otorgó el 6 de junio de 2014 una extensión de 49 días a cada Parte y modificó el calendario procesal mediante la Orden Procesal N°2.
24.
El 14 de junio de 2014 la Demandante interpuso ante la SCC una nueva Solicitud de Arbitraje y Acumulación. El 24 de junio de 2014, la Demandada presentó la Contestación a la Solicitud de Arbitraje de fecha de 24 de junio de 2014. Se registró este nuevo procedimiento arbitral bajo el número SCC V 2014/074.
25.
El 8 de julio de 2014, la SCC tomó nota del acuerdo de las Partes para la acumulación de los arbitrajes SCC V 2013/153 y SCC V 2014/074 y, tras consultar al Tribunal Arbitral y confirmar que éste no tenía objeción en la acumulación de dichos arbitrajes, dispuso la acumulación mediante carta del 14 de julio de 2014.
26.
De conformidad con el calendario procesal detallado en la Orden Procesal No. 2, el 11 de julio de 2014, la Demandante presentó su Memorial de Demanda junto con los anexos C-2 a C-171, los anexos jurídicos CLA-1 a CLA-35, y el informe pericial de daños (" Memorial de Demanda "). En este Memorial de Demanda, la Demandante presentó su caso incluyendo las reclamaciones contenidas en la Solicitud de Arbitraje del caso SCC V2014/074.
27.
En consecuencia, mediante correo electrónico de fecha de 15 de julio de 2014, el Tribunal Arbitral tomó nota de que no hacía falta modificar el calendario procesal y que la Demandada contestaría directamente al conjunto de las reclamaciones el 3 de diciembre de 2014 junto con su Memorial de Contestación, lo que confirmó esa Parte por correo electrónico del 16 de julio de 2014.
28.
El 24 de septiembre de 2014, el Tribunal solicitó una extensión para dictar el laudo hasta el 30 de junio de 2015, la cual fue aceptada por la SCC el mismo día.
29.
El 17 de noviembre de 2014, la SCC transfirió a las Partes y al Tribunal una solicitud de la Comisión Europea del 12 de noviembre de 2014 para intervenir como amicus curiae en el procedimiento arbitral.
30.
Las Partes enviaron sus primeros comentarios sobre la solicitud de la Comisión Europea el 27 de noviembre de 2014. La Demandante manifestó su oposición a la participación de la Comisión Europea en el presente arbitraje mientras que el Reino de España solicitó al Tribunal que autorizara a la Comisión Europea a intervenir en el procedimiento arbitral.
31.
A la luz de la controversia existente entre las Partes, el Tribunal Arbitral, mediante correos electrónicos del 1 y del 3 de diciembre de 2014, concedió a las Partes hasta el 9 de diciembre del 2014 para que cada Parte contestara a los argumentos planteados por la otra Parte.
32.
El 3 de diciembre de 2014, la Demandada sometió su Memorial de Contestación con sus Objeciones Jurisdiccionales y su Petición de Bifurcación (" Memorial de Contestación "). Este Memorial fue sometido junto con sus anexos R-1 a R-163, los anexos jurídicos RL-1 a RL-85, y un informe pericial.
33.
En el plazo concedido por el Tribunal Arbitral, el 9 de diciembre de 2014 las Partes sometieron sus respectivos escritos de contestación sobre la posible participación de la Comisión Europea al presente arbitraje.
34.
El 12 de diciembre de 2014, el Tribunal Arbitral decidió mediante Orden Procesal N°3, autorizar el que la Comisión Europea presentara un memorial de amicus curiae en una fecha que sería determinada en el calendario procesal a establecer después de la decisión sobre bifurcación del procedimiento arbitral. Decidió también que un plazo sería otorgado a las Partes para comentar sobre este memorial de amicus curiae. Sin embargo, no autorizó el acceso de la Comisión Europea a los documentos del procedimiento arbitral ni su participación en las audiencias.
35.
El mismo 12 de diciembre de 2014, el Tribunal Arbitral remitió a la Comisión Europea una carta que incluye los fundamentos de esta Orden Procesal N°3.
36.
El 17 de diciembre de 2014, el Tribunal Arbitral recibió la Contestación a la solicitud de bifurcación enviada por la Demandante.
37.
El 12 de enero de 2015, a la luz de los argumentos desarrollados por las Partes, el Tribunal Arbitral decidió rechazar la solicitud de bifurcación de la Demandada.
38.
El 22 de enero de 2015, después de una llamada previa con las Partes, el Tribunal Arbitral dictó la Orden Procesal N°4 determinando las fechas restantes del procedimiento arbitral.
39.
El 20 de febrero de 2015, la Comisión Europea remitió al Tribunal Arbitral su Escrito de Amicus Curiae.
40.

El 17 de marzo de 2015, las Partes enviaron al Tribunal Arbitral sus Réplicas a la Respuesta de la otra Parte sobre las objeciones formuladas en contra de la producción de documentos.

41.
El 27 de marzo de 2015, el Tribunal Arbitral decidió sobre las solicitudes de producción de documentos en las que las Partes llegaron a un acuerdo.
42.
El 4 de mayo de 2015, la Demandante solicitó una prórroga hasta el 4 de junio de 2015 para el envío de su Réplica al Memorial de Contestación de la Demandada y Contestación a las Objeciones Jurisdiccionales, y propuso una modificación de las fechas ulteriores del calendario procesal.
43.
Mediante carta del 5 de mayo de 2015, la Demandada indicó no oponerse a esta solicitud de prórroga siempre que las Partes dispusiesen de un plazo idéntico para el envío de sus respectivos memoriales.
44.
A petición del Tribunal Arbitral, las Partes intercambiaron escritos ulteriores los 6 de mayo y 7 de mayo de 2015.
45.
El 11 de mayo de 2015, el Tribunal dictó una Orden Procesal N°6 que modificó la Orden Procesal N°4 y el calendario procesal de la siguiente manera:
46.
La Demandante escribió al Tribunal Arbitral el 22 de mayo de 2015 alegando que la Demandada no había cumplido las decisiones del Tribunal Arbitral en la Orden Procesal N°5 relacionada con la producción de documentos, en relación con sus solicitudes N°2 y N°3 relativas a la exhibición de los informes de la consultora Roland Berger Strategy Consultants (RBSC) y de Boston Consulting Group (BCG), ni tampoco había exhibido las hojas de cálculo utilizadas por ambos consultores para la elaboración de sus respectivos informes.
47.
El 27 de mayo de 2015, la Demandada contestó a las alegaciones de la Demandante, y el 28 de mayo de 2015 las Partes intercambiaron nuevos correos electrónicos para debatir sobre esta cuestión.
48.
Mediante Orden Procesal N°7 del 29 de mayo de 2015, el Tribunal Arbitral ordenó al Reino de España la exhibición para el 2 de junio de 2015 de todo informe de RBCS y BCG en su posesión, cualquiera que sea el título del informe, en los cuales los consultores presentan su opinión profesional a la luz de los datos a su disposición en la fecha de la emisión del informe. Ordenó también la exhibición para la misma fecha de las hojas de cálculo en su posesión que sirvieron para la elaboración de los informes exhibidos.
49.
El 29 de mayo de 2015, la Demandada escribió al Tribunal alegando que la Demandante había cumplido las decisiones del Tribunal Arbitral en la Orden Procesal N°5 de manera escalonada y, en particular, las solicitudes de producción documental números 1, 19 a 23 y 32 a 34, solicitando al Tribunal Arbitral que conminara expresamente a la Demandante a exhibir los documentos en cuestión con suficiente anticipación para que pudiera analizarlos e incorporarlos a su Escrito de Dúplica sobre el fondo y Réplica sobre las objeciones jurisdiccionales.
50.
El 4 de junio de 2015, la Demandante envió su Memorial de Réplica al Memorial de Contestación de la Demandada y Contestación a las objeciones jurisdiccionales (" Memorial de Réplica "), acompañado de los anexos facticos C-172 a C-208 y de los anexos jurídicos CLA-36 a CLA-91, el segundo informe de Deloitte y un informe de KPMG.
51.
La Demandante presentó sus comentarios en respuesta a la solicitud de la Demandada el 10 de junio de 2015.
52.
El 24 de junio de 2015, el Tribunal adoptó la Orden Procesal N°8, ordenando a la Demandante, que a más tardar el 3 de julio de 2015, exhibiera la " Disclosure Letter " solicitada por la Demandada, la cual es parte del Acuerdo de Inversión, objeto de la Solicitud n°1 de la Demandada, de los contratos de crédito (incluidos todos sus anexos, apéndices, adendas, suplementos y documentos complementarios) suscritos para la financiación de las plantas relacionadas con el presente arbitraje y objeto de las Solicitudes 19 a 23 de la Demandada. Además ordenó la exhibición de los Informes de Deterioro de las plantas solares fotovoltaicas que se recogían en la Nota 7 de las Cuentas Anuales Consolidadas de 2013 de la Demandante; en la Nota 4 de las Cuentas Anuales Consolidadas de 2013 de Grupo T-solar Global Operating Assets, S.L.; los Análisis de Sensibilidad de los test de deterioro a que se refieren las Notas de las Cuentas Anuales de las Compañías antes mencionadas; la documentación en que se basan los referidos Informes de Deterioro y Análisis de Sensibilidad, objeto de las Solicitudes numeros 32 a 34 de la Demandada. Sin embargo, rechazó la solicitud de la Demandada relativa a la producción por la Demandante de la " Data Room Documentation ", la " Disclosed Data Room Documentation, y el DVD Room " Base case financial model ".
53.
La Demandada, a su vez, mandó el 29 de julio de 2015 su Memorial de Dúplica sobre el fondo y Réplica sobre objeciones jurisdiccionales (" Memorial de Dúplica ") con los anexos fácticos R-164 a R-228 y los anexos jurídicos RL-86 a RL-110 y el segundo informe pericial de Altran-Mac Group.
54.
Mediante una carta del 12 de agosto de 2015 dirigida al Tribunal Arbitral, la Demandante solicitó nuevamente la producción de todo informe de BCG y de las hojas de cálculos utilizadas por los consultores para la elaboración de dicho(s) informe(s), las cuales habían sido ordenadas en la Orden Procesal No. 5 del 27 de marzo de 2015 y en particular en la Orden Procesal No. 7 del 29 de mayo de 2015.
55.
El 20 de agosto del mismo año, la Demandada envió al Tribunal y a la otra Parte sus alegaciones en contestación a la solicitud de la Demandante.
56.
A la luz de los argumentos de las Partes, mediante Orden Procesal N9 del 26 de agosto de 2015, el Tribunal ordenó la producción, dentro de un plazo de 5 días hábiles, de los documentos pedidos por la Demandante (sea de una petición de autorización dirigida a BCG de producir los documentos cuya producción fue ordenada por el Tribunal Arbitral, bajo las reglas de confidencialidad que se aplican a este arbitraje y de la denegación del BCG).
57.
El 2 de septiembre, la Demandada escribió al Tribunal Arbitral y a la otra Parte explicando las razones por las cuales no podía cumplir con la Orden Procesal N°9, carta a la que la Demandante contestó mediante un escrito de fecha de 7 de septiembre de 2015, solicitando al Tribunal Arbitral la confirmación de la Orden Procesal N°9.
58.
La Demandante envió el 10 de septiembre, de conformidad con el calendario procesal, su Memorial de Dúplica a la Réplica sobre las objeciones jurisdiccionales, junto con el anexo factico C-209 y los anexos jurídicos CLA-92 a CLA-101.
59.
El 16 de septiembre de 2015, el Tribunal en su Orden Procesal N°10, tomó nota de que la parte Demandada no había cumplido con la Orden Procesal N°9, haciendo simplemente referencia en su carta del 2 de septiembre de 2015 a una comunicación del 17 de marzo de 2015 remitida al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) por BCG en la que BCG "recordó la aplicación de las cláusulas de confidencialidad y propiedad intelectual del contrato", y limitándose a referirse a las dificultades que podría conllevar la producción de los documentos sin demonstrar que había tratado de cumplir con lo decidido por el Tribunal Arbitral en su Orden Procesal N° 9. En consecuencia, el Tribunal Arbitral se reservó el derecho de extraer de aquellos incumplimientos las inferencias apropiadas al momento oportuno.
60.
El 17 de septiembre de 2015, las Partes comunicaron al Tribunal Arbitral el nombre de los testigos y/o expertos que deseaban contra-interrogar durante la Audiencia los días 1416 de octubre de 2015. La Demandante precisó que quería interrogar a los autores de los informes periciales de McGroup y a los autores de los informes del Boston Consulting Group ("BCG") y de los informes preparados por Roland Berger Strategy Consultants ("RBSC") que, según la Demandante, la Demandada no llegó a producir o de manera tardía y/o incompleta.
61.
El 21 de septiembre, el Reino de España contestó a las solicitudes formuladas por la Demandante.
62.
En la Orden Procesal N°11 del 28 de septiembre de 2015, visto el Artículo 26 de la Orden Procesal N°1 y los argumentos presentados por las Partes, el Tribunal Arbitral desestimó la solicitud de la Demandante en cuanto a la comparecencia de los autores del informe RBSC. Sin embargo, el Tribunal ordenó a la Demandada remitir a los autores de BCG un escrito invitándoles a testificar en la audiencia y enviar una copia de este escrito y de la respuesta de BCG al Tribunal Arbitral y a la otra Parte, antes de la conferencia telefónica del 5 de octubre de 2015.
63.
El 5 de octubre de 2015, con anterioridad a la celebración de la conferencia, la Demandada envió una copia de la invitación cursada por el Reino de España a BCG a efectos de participar en la Audiencia, de fecha de 1 de octubre de 2015.
64.
La Conferencia telefónica sobre la organización de la Audiencia de los días 14-17 de octubre de 2015 tuvo lugar el mismo 5 de octubre de 2015 entre las Partes y el Tribunal Arbitral, representado por su Presidente. Durante esta Conferencia telefónica las Partes y el Tribunal discutieron los puntos de organización recopilados en la Agenda para la Conferencia Telefónica previa a la Audiencia entregado a las Partes el 2 de octubre de 2015.
65.
El 6 de octubre de 2015, el Reino de España transfirió al Tribunal Arbitral y a la Demandante la respuesta de los peritos de los informes BCG.
66.
El mismo día, el Tribunal Arbitral transmitió a las Partes la Orden Procesal N°12 con los detalles relativos a la organización y celebración de la audiencia discutidos durante la conferencia procesal del 5 de octubre de 2016. El Tribunal tomó también nota de la respuesta de los abogados de Boston Consulting Group del 6 de octubre de 2015 enviada en contestación a la comunicación del Reino de España del 1 de octubre de 2015, notificándole su negativa a que los peritos de BCG testifiquen en la Audiencia debido a razones de política comercial.
67.
Los días 14, 15 y 16 de octubre de 2015, se celebró en la Cámara de Comercio de Madrid, la audiencia durante la cual las Partes expusieron oralmente sus argumentos en relación con las objeciones jurisdiccionales y sobre el fondo del presente caso.
68.
Posteriormente a la audiencia, el 20 de octubre de 2015, el Tribunal Arbitral envió a las Partes la Orden Procesal N°13 en la que tomó una serie de decisiones discutidas al final de la audiencia con las Partes. En particular, decidió que las Partes entregarían el 6 de noviembre de 2015 una versión final conjunta y consensuada del transcript de la Audiencia, indicando, según corresponda, las cuestiones puntuales de corrección en las que no ha habido acuerdo y, el 22 de diciembre de 2015, un Memorial posterior a la Audiencia de un total de 80 páginas (o 40 hojas, tratando los puntos que les parecen útiles y, particularmente, contestando las preguntas formuladas por el Tribunal Arbitral durante la Audiencia
69.
Además, el Tribunal Arbitral solicito a las Partes que, a más tardar el 15 de enero de 2016, entregarían un escrito sobre los costos que tendría la forma de una declaración firmada por los abogados incluyendo el detalle de los costos solicitados, sin necesidad de adjuntar los documentos justificativos. La otra Parte tendría hasta el 22 de enero de 2016 para contestar a la declaración de costos enviada por la otra Parte.
70.
De conformidad con el párrafo 3 de la Orden Procesal No. 13, las Partes enviaron el 7 de noviembre de 2015 las versiones finales y conjuntas de las transcripciones de la Audiencia.
71.
El 22 de diciembre de 2015 las Partes sometieron sus respectivos Memoriales posteriores a la audiencia y el 15 de enero de 2016 sus Escritos sobre costos del presente arbitraje.
72.
Finalmente, el 22 de enero de 2016, de conformidad con la Orden Procesal N° 13, la Demandante presentó sus comentarios al Memorial de Declaración de Gastos y Costos de la Parte Demandada de 15 de enero de 2016.
73.
El 26 de enero de 2016, la Demandante informó al Tribunal Arbitral que el Reino de España había decidido hacer público el laudo rendido en el caso SCC V 062/2012, Charanne B.V. & Construction Investments S.A.R.L. c. Reino de España, a pesar de la obligación de confidencialidad a la cual, según la Demandante, está sujeta España, y con el fin de garantizar la información de todos los miembros del Tribunal Arbitral, adjuntó a su comunicación copia del citado laudo y de la opinión disidente del Árbitro Prof. Dr. Guido Tawil.
74.

El mismo día, la Demandada contestó al correo de la Demandante negando cualquier violación de la obligación de confidencialidad. La Demandante replicó a este último correo el mismo 26 de enero de 2016.

75.
El Tribunal Arbitral escribió a las Partes el 28 de enero de 2016, acusando recibo de los correos intercambiados entre las Partes el pasado 26 de enero de 2016 respecto al laudo rendido en el arbitraje SCC V 062/2012, señalando que ninguna de las Partes solicitó una decisión de los árbitros en relación con este tema.
76.
Las Partes enviaron comentarios adicionales mediante correos electrónicos de fechas 28 y 29 de enero de 2016, correos de los que el Tribunal acusó recibo el 29 de enero de 2016.
77.
El 16 de marzo de 2016, la Demandante escribió al Tribunal Arbitral para informarle que había presentado un escrito ante la Dirección General de Tributos el 3 de febrero de 2016 sometiendo una cuestión sobre el carácter expropiatorio del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica introducido mediante la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética ("Ley 15/2012"), procedimiento cuya existencia había sido recordado por la Demandada durante las Audiencias. La Demandante preciso que seguía esperando respuesta de la administración.
78.
El 22 de marzo de 2016, la Demandada presentó sus comentarios a la carta de la Demandante recordando que hasta dicha fecha la Demandante no había cumplido con el mencionado procedimiento, que la presentación por la Demandante de este escrito ante la Dirección General de los Tributos suponía el reconocimiento por la Demandante de la necesidad de someter a las autoridades la cuestión deferida y que el referido procedimiento estaba en tramitación. El Reino de España solicitó también que la intención dilatoria de la Demandante que presentó este escrito de manera muy tardía tuviera reflejo en la decisión final sobre las costas del arbitraje que adopte el Tribunal Arbitral.
79.
El 19 de abril de 2016, de conformidad con el Artículo 34 del Reglamento de Arbitraje de la SCC, el Tribunal Arbitral declaró el cierre de la instrucción en el presente procedimiento arbitral, precisando que, a partir de esta fecha, les Partes no podrán presentar ningún otro escrito salvo autorización previa del Tribunal Arbitral.
80.
El mismo día, la Demandante escribió al Tribunal Arbitral informándole que habían recibido una notificación de la Dirección General de Tributos de la Demandada, en contestación a la solicitud remitida al Tribunal Arbitral el 16 de marzo de 2016 relativa al Art. 21(5) del TCE sobre medidas impositivas, que se disponía a remitir dicha notificación y su correspondiente nota de acompañamiento al Tribunal Arbitral, y solicitando autorización para hacer esta presentación.
81.
El 20 de abril de 2016, el Tribunal solicitó los comentarios de la Demandada en relación con la solicitud de la otra Parte y el mismo día, el Reino de España confirmó que tenía a su disposición la copia del informe de posición emitido por la Dirección General de Tributos con sus conclusiones a los efectos del procedimiento previsto en el Artículo 21(5)(b) del TCE instado por escrito de la Demandante el 3 de febrero de 2016 y que estaba dispuesta a producir aquellos documentos.
82.
El 21 de abril de 2016, de conformidad con el Artículo 34 del Reglamento de Arbitraje de la SCC, el Tribunal Arbitral autorizó la producción por la Demandada del mencionado informe y conclusiones, documentos que fueron producidos por esta Parte el mismo día.
83.
El plazo para dictar el laudo fue prorrogado hasta el 15 de julio de 2016 por sendas decisiones del Instituto de Arbitraje de la Cámara de Arbitraje de Estocolmo copiadas alas Partes, la última del 13 de junio de 2016.

V. ANTECEDENTES DE HECHO

84.
El Tribunal presenta a continuación los principales hechos que dieron lugar a este litigio, empezando por una presentación de la evolución del marco legal español que regula la producción de energía eléctrica de fuentes renovables en España (A), antes de presentar la estructura de la Demandante y su actividad en España (B).

A. LA EVOLUCIÓN DE LA NORMATIVA ESPAÑOLA RELATIVA A LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE FUENTES RENOVABLES

85.
Después de la segunda crisis del petróleo de 1979, la inversión en la producción de fuentes energéticas alternativas, como la energía fotovoltaica, apareció como una necesidad a nivel europeo6.
86.
La Unión Europea adoptó una serie de Directivas, en particular la Directiva 2001/77/CE7 y luego la Directiva 2009/28/CE8, fijando a los Estados Miembros objetivos de producción de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en plazos determinados.
87.
En un primer tiempo, con el fin de remediar los problemas de dependencia energética y cumplir con sus obligaciones internacionales, el Reino de España instauró un Régimen Especial de generación eléctrica atractivo para la inversión en materia de fuentes de energía renovables (1). Posteriormente, para hacer frente a un déficit tarifario importante y creciente, el Reino de España emprendió reformas que tuvieron como consecuencia modificar sustancialmente el Régimen Especial existente (2).

1. El Régimen Especial de Generación Eléctrica

88.
Para fomentar la inversión en el sector de energías renovables, el Reino de España optó por un Régimen Especial que desde el punto de vista de la retribución "se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retributivo se complemente mediante la percepción de una prima en los términos que reglamentariamente se establezcan (...) "9. El Régimen Especial de producción de energía eléctrica inicialmente se desarrolló mediante la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico (" Ley 54/1997 " o " LSE ")10. La LSE fue implementada por una serie de normas que se adoptaron con el fin de precisar su régimen jurídico. A partir del año 2012, se introdujeron unos ajustes anunciadores de cambios más substanciales en el régimen jurídico de las retribuciones en el sector eléctrico.
89.
Concretamente, esta Ley fue desarrollada inicialmente, por el Real Decreto 2818/1998 del 23 de diciembre de 1998 (" RD 2818/1998 ")11, luego por el Real Decreto 436/2004 del 12 de marzo de 2004 (" RD 436/2004 ")12, el Real Decreto 661/2007 del 25 de mayo de 2007 (" RD 661/2007 ")13. Se adoptaron luego el Real Decreto 1578/2008 de 26 de septiembre de 2008 (" RD 1578/2008 "), el Real Decreto Ley 6/2009 de 30 de abril de 2009 (" RDL 6/2009 "), el Real Decreto 1565/2010 de 19 de noviembre de 2010 (" RD 1565/2010 ") y el Real Decreto Ley 14/2010 (" RDL 14/2010 ").
90.
Según la LSE, los productores de energía eléctrica acogidos por el Régimen Especial tenían una serie de derechos garantizados en el Artículo 30 de la misma. De acuerdo con el Artículo 30.2, los productores tenían el derecho de " Incorporar su energía excedentaria al sistema, percibiendo la retribución que se determine conforme a lo dispuesto en la presente Ley También tenían derecho a la percepción de una prima en los términos que se han establecidos mediante reglamento, tomando en consideración para la determinación de las primas " el nivel de tensión de entrega de la energía a la red, la contribución efectiva a la mejora del medio ambiente, al ahorro de energía primaria y a la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales " (Artículo 30.4).
91.
El RD 2818/1998 estableció una prima por kWh14 para complementar el precio del mercado de tal forma que el productor tenía que acudir al mercado, pero con el apoyo de una prima añadida al precio que obtuviese por la venta de su energía15.
92.
El 26 de agosto de 2005, el Gobierno español adoptó mediante Acuerdo del Consejo de Ministros el Plan de Energías Renovables 2005-201016, que modificó el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 2000-2010, manteniendo el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del consumo total de energía en 2010, e incorporando dos nuevos objetivos indicativos para el año 2010: el 29.4% de generación eléctrica con renovables y el 5.75% de biocarburantes en transporte, los cuales fueron adoptados con posterioridad al anterior plan.

a. El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo

93.
El 25 de mayo de 2007, se adoptó el RD 661/2007 estableciendo " una nueva regulación a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, manteniendo la estructura básica de su regulación "17.
94.
Este Decreto instauró un sistema económico de incentivos desarrollando los principios recogidos en la LSE, y " garantizando a los titulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema eléctrico (...)"18
95.
Este Decreto estableció varios requisitos para acceder al Régimen Especial y a sus beneficios, los cuales quedaron resumidos en el Artículo 6 del mismo. Uno de los requisitos era la " inscripción previa " (Artículo 11 del Decreto) de las instalaciones en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial (" RAIPRE ") instaurado por el Artículo 9 del Decreto, previamente a la realización de una " Inscripción definitiva " en el mismo (Artículo 12 del Decreto).
96.
Esta obligación fue el resultado de varias disposiciones del RD 661/2007, entre ellas, el Artículo 14 que precisaba que: " La condición de instalación acogida al régimen especial tendrá efectos desde la fecha de la resolución de otorgamiento de esta condición emitida por la autoridad competente " y que la inscripción definitiva en el RAIPRE quedaba como un " requisito necesario para la aplicación a dicha instalación del régimen económico regulado en este real decreto, con efectos desde el primer día del mes siguiente a la fecha del acta de puesta en marcha definitiva de la instalación."
97.
Además, de acuerdo con el Artículo 13 del RD 661/2007, "La inscripción previa de una instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas será cancelada si, transcurridos tres meses desde que aquélla fuese notificada al interesado, éste no hubiera solicitado la inscripción definitiva ", salvo si a juicio de la administración competente " existan razones fundadas para que esta inscripción permanezca en el registro
98.
El Artículo 17 del RD 661/2007 que enumera los derechos de los productores, garantizando a los productores, entre otros, el acceso y conexión prioritario a la red eléctrica en los términos establecidos por el anexo XI del mismo RD o en las normas que lo sustituyan (Artículo 17(e) RD 661/2007), también proveía la posibilidad de vender toda o parte de su producción neta a través de líneas directas (Artículo 17(d) RD 661/2007) y de percibir por la venta de su energía eléctrica generada neta la retribución prevista en el Artículo 24 sobre " Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial ", precisando que se percibiría la tarifa regulada, o prima, siempre que las instalaciones se encontrarían inscritas definitivamente en el RAIPRE (Artículo 17(c) RD 661/2007).
99.
El RD 661/2007 fijo un plazo límite dentro del cual se podía proceder a inscripciones definitivas y disfrutar del Régimen Especial establecido por el mismo. De acuerdo con el Artículo 22 del RD 661/2007, una vez alcanzado el 85% del objetivo de potencia de origen fotovoltaico a instalar en España, la inscripción en el RAIPRE tenía que realizarse dentro del plazo máximo de mantenimiento de la tarifa establecido por la Resolución de la Secretaría General de Energía del 27 de septiembre de 200719. Este plazo se fijó a 12 meses por la mencionada Resolución calculado a partir de la fecha de publicación de la misma y por ende terminó el 29 de septiembre de 2008.
100.
Ahora bien, la inscripción definitiva en el RAIPRE daba acceso a dos tipos de retribuciones principales opcionales. De acuerdo con el Artículo 24 del RD 661/2007, el productor podía optar primero por la venta de la producción eléctrica a una tarifa regulada que, de acuerdo con el Artículo 25 del RD 661/2007 consistía en una "cantidad fija, única para todos los periodos de programación, y que se determina en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instalación, así como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio El Artículo 36 de dicho Decreto, estableció las Tarifas reguladas llamadas " Feed-in Tariff " (" FIT ") para las instalaciones que utilizaban como energía primaria la energía solar, la cuales se podían resumir de esta manera20:

Tarifas establecidas en el artículo 36 del Real Decreto 661 /2007:
POTENCIA TARIFA REGULADA (2007)
P<100 kW; 0.440381 €/kWh los primeros 25 años
0.352305 €/kWh a partir de entonces
100 kW
0.334000 €/kWh a partir de entonces
P>10 MW; 0.229764 C/kWh los primeros 25 años
0.183811 €/kWh a partir de entonces
Las tarifas se actualizan anualmente con el IPC-0.25% hasta 2012, y con el
IPC-0.50% a partir de entonces.

101.
Alternativamente, los operadores podían decidir "vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora " (Artículo 24.b del RD 661/2007). Esta prima quedaba definida y regulada en el Artículo 27 del RD 661/2007 y consistía en " una cantidad adicional al precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la instalación ".
102.
De acuerdo con el Artículo 44 del Decreto RD 661/2007, el FIT y primas estaban sujetos a actualizaciones tomando como referencia el incremento del Índice nacional de Precios al Consumo (" IPC ") menos el valor establecido en la Disposición Adicional primera. La Disposición Adicional Primera establecía que " el valor de referencia establecido para la detracción del IPC a que se hace referencia en el presente real decreto para las actualizaciones de algunos valores establecidos será de veinticinco puntos básicos hasta el 31 de diciembre de 2012 y de cincuenta puntos básicos a partir de entonces "21.
103.
El RD 661/2007 también contemplaba otros ajustes a sus tarifas reguladas: primero, durante el año 2010 y segundo, cada cuatro años posteriores (Artículo 44(3)). No obstante, el Artículo 44(3) del RD 661/2007 excluía de dichas revisiones aquellas instalaciones cuya acta de puesta en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al año en que se haya efectuado la [primera] revisión de 2010, es decir, antes del 1 de enero de 2012.
104.
En la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia para el horizonte 20072012-202022, la sección 4.3.2 trataba de las energías renovables precisando que para alcanzar los objetivos de producción eléctrica de fuentes de energías renovables se proveía incentivar actuaciones que estimularan la inversión en desarrollo tecnológico abaratando los costes de instalación de plantas fotovoltaicas y " Dotar a las inversiones en energías renovables y cogeneración de un marco de mayor seguridad económica que contribuya a su fortalecimiento, evaluando una mejora en las bonificaciones que en el Impuesto sobre Actividades Económicas se les otorga a las empresas que utilicen o produzcan estas energías. El objetivo es hacerlas suficientemente competitivas frente a las alternativas convencionales.", siendo uno de los instrumentos normativos para alcanzar estos objetivos, el RD 661/2007.

b. El RD 1578/2008 del 26 de septiembre

105.
El 26 de septiembre de 2008, el Reino de España aprobó el Real Decreto 1578/2008 de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.
106.
Se adoptó este Decreto con el principal fin de permitir a las instalaciones fotovoltaicas que no tuvieron tiempo para acogerse al Régimen Especial establecido por el RD 661/2007 de tener acceso a éste. A propósito, el Artículo 1 del RD 1578/2008 disponía que " Constituye el objeto de este real decreto el establecimiento de un régimen económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica de tecnología fotovoltaica a las que no les sea de aplicación los valores de la tarifa regulada previstos en el Artículo 36 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, por su fecha de inscripción definitiva en la sección segunda del Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica (...)"23.
107.
De conformidad con el Artículo 2 del mismo, el RD 1578/2008 tenía que aplicarse a las instalaciones fotovoltaicas que obtuviesen su inscripción definitiva en el RAIPRE con posterioridad al 29 de septiembre de 2008.
108.
Con el fin de permitir el acceso de aquellas instalaciones al régimen económico del RD 661/2007, el RD 1578/2008 introdujo para aplicarse a futuro un nuevo sistema de incentivos, mediante el Artículo 4.2 del Registro de Pre-asignación de la Retribución (" PREFO ") en el que se dispone que los proyectos de instalación o instalaciones tenían que registrarse previamente a su registro en el RAIPRE, para tener derecho a la retribución recogida en este Decreto como el FIT. El objetivo del PREFO era " hacer un mejor seguimiento de la evolución de la potencia instalada, y asegurar que se cumple el requisito de que el consumidor cuente con una energía a un coste razonable y que la evolución tecnológica de estas fuentes de generación permita una reducción gradual de sus costes y su competencia con las tecnologías de producción eléctrica convencionales "24. Las instalaciones cuyas inscripciones en el PREFO se aceptaban, disponían de un plazo máximo de 12 meses contados desde la fecha de publicación del resultado, prorrogable en su caso por 4 meses, para ser inscritas con carácter definitivo en el RAIPRE y comenzar a vender energía eléctrica (Artículo 8.1 del RD 1578/2008). Las inscripciones en el PREFO iban "asociadas a un periodo temporal (...) dando derecho a la retribución que quedaba fijada en dicho periodo temporal "25. Este sistema de determinación de la retribución, diferente del sistema existente bajo el RD 661/2007, se determinaba con arreglo al Artículo 11 sobre tarifas del Decreto. De acuerdo con el Artículo 6.3 del RD 1578/2008, cuanto más tardaba la inscripción, más baja era la retribución.
109.
Una vez que las instalaciones estaban inscritas definitivamente en el RAIPRE, se cancelaba la inscripción en el PREFO y de conformidad con el Artículo 11.5 del RD 1578/2008 tenían derecho a un FIT cuyo importe dependía del momento de inscripción en el PREFO, durante un período que encontraba en este Real Decreto un límite fijado a 25 años. Las actualizaciones del FIT estaban sujetas al mismo régimen de actualización que el establecido en el RD 661/200726.

c. El Real Decreto Ley 6/2009, del 30 de abril por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social

110.
Se creó mediante el Real Decreto Ley 6/200927 el PREFO previsto en el RD 1578/2008.
111.
Tomando en consideración el incremento del déficit tarifario relacionado con el sistema de financiación y producción energética28, mediante éste Decreto se establecieron, entre otros, " mecanismos respecto al sistema retributivo de las instalaciones del régimen especial ". Con la adopción de este Decreto, el Reino de España manifestó la voluntad de " adoptar una medida de urgencia que garantice la necesaria seguridad jurídica a aquellos que han realizado inversiones, y ponga las bases para el establecimiento de nuevos regímenes económicos que propicien el cumplimiento de los objetivos pretendidos: la consecución de unos objetivos de potencia por tecnología a un coste razonable para el consumidor y la evolución tecnológica de las mismas que permitan una reducción gradual de sus costes y por consiguiente su concurrencia con las tecnologías convencionales ".

d. El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial

112.
El RDL 1565/201029 fue el primer Decreto que modificó el sistema de retribución instaurado en el RD 661/2007 en la medida en que, además de modificaciones de carácter técnico, modificó el Artículo 36 del RD 661/2007 suprimiendo la percepción de la tarifa regulada a partir del vigésimo sexto año30, lo que suponía que a partir de este momento, las plantas pasaban a percibir el precio de mercado.
113.
Si la adopción de los decretos anteriores dio lugar a decisiones de parte del Tribunal Supremo, este Real Decreto, al modificar de manera directa la duración de percepción del FIT, generó otros numerosos reclamos ante el Tribunal Supremo, interpuestos por distintos productores fotovoltaicos. La primera sentencia al respecto se publicó el 12 de abril de 2012 y fue seguida por una larga serie de sentencias31. En estas sentencias el Tribunal Supremo presentó y repitió una serie de razonamientos y conclusiones y entre ellos consideró que el RD 1565/2010 no podía calificarse como retroactivo y que no contravenía a los principios de seguridad jurídica y confianza legítima. A propósito, el Tribunal Supremo consideró en abril de 2012 que los cambios en las circunstancias económicas ameritaban requerir el ajuste de la rentabilidad para mantener la razonabilidad de la misma y consideró que: " Los agentes u operadores privados que "renuncian" al mercado, aunque lo hagan más o menos "inducidos" por una retribución generosa que les ofrece el marco regulatorio, sin la contrapartida de la asunción de riesgos significativos, sabían o debían saber que dicho marco regulatorio público, aprobado en un determinado momento, del mismo modo que era coherente con las condiciones del escenario económico entonces vigente y con las previsiones de demanda eléctrica realizadas entonces, no podía ulteriormente ser ajeno a las modificaciones relevantes de los datos económicos de base, ante las cuales es lógica la reacción de los poderes públicos para acompasarlo a las nuevas circunstancias"32. Consideró también que el Artículo 30.4 de la LSE no garantizaba la percepción de una tarifa regulada durante un periodo de tiempo indeterminado y que no se podía esperar que aquella se asegúrese más allá de treinta años33, teniendo aquellos productores el derecho a una rentabilidad razonable y no a un régimen de retribución inmodificable34. De manera más general precisó en junio de 2012 que:

" el principio de rentabilidad razonable se ha de aplicar, en efecto, a la totalidad de la vida de la instalación, pero no como parece entender la parte en el sentido de que durante toda ella dicho principio garantice la producción de beneficios, sino en el sentido de que se asegure que las inversiones empleadas en la instalación obtengan, en el conjunto de la existencia de la misma, una razonable rentabilidad. Lo cual quiere decir, como es evidente, que la previsión legal de que se asegure una rentabilidad razonable no implica la pervivencia de una determinada prima durante toda la vida de la instalación, pues puede perfectamente ocurrir que dichas inversiones hayan sido ya amortizadas y hayan producido una tal rentabilidad razonable mucho antes del fin de su período de operatividad. En consecuencia, no se deriva del precepto invocado que el régimen económico primado deba perdurar durante toda la vida de la instalación."35

e. El Real Decreto Ley 14/2010, de 23 de diciembre por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico

114.
El RDL 14/201036 ha elevado los límites máximos de déficit establecidos por el RDL 6/2009 para los años 2010, 2011 y 2012 e introdujo también ciertas modificaciones importantes en el Régimen Especial.
115.
En su Disposición adicional primera sobre "Limitación de las horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas ", el RDL estableció una limitación máxima anual de horas durante las cuales las instalaciones podían producir beneficiándose del régimen económico primado que tengan reconocido, como el FIT según el caso. Si la producción superase estos techos máximos, el resto de la producción ya no podía venderse a base del FIT sino a precio de mercado. Sin embargo, la Disposición transitoria Segunda estableció un régimen transitorio hasta el 31 de diciembre de 2013 para las instalaciones sujetas al RD 661/2007, fecha a partir de la cual pasaron a tener el límite general previsto en la Disposición adicional primera antes mencionada.
116.
El RDL establecía en su preámbulo que las instalaciones de generación de Régimen Especial habían experimentado un crecimiento significativo y a consecuencia que se había producido en las redes de transporte y distribución de electricidad un incremento de las inversiones para poder evacuar la energía que vertían en las mismas. Se añadió en consecuencia lo siguiente : " En el contexto actual de crisis y deficiencia tarifaria, queda justificado que los generadores contribuyan mediante el pago de peajes a los costes imputables a las inversiones que requieren, fijándose, en tanto no se desarrollen reglamentariamente los peajes que deben satisfacer los productores de energía eléctrica, los transportistas y distribuidores, un peaje de acceso de 0.5 EUR/ MWh tomando como referencia el marco establecido al respecto por la normativa vigente de la Unión Europea ". De tal forma que el Artículo 1.2 ha extendido a todos los productores de energía eléctrica la obligación de satisfacer un peaje por el uso de las redes de transporte y distribución, dando al mismo tiempo aplicación al Reglamento de la Unión Europea 838/2010 del 23 de septiembre de 2010, sobre la fijación de directrices relativas al mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte y a un planteamiento normativo común de la tarificación del transporte37.

2. La reforma del sector de las energías renovables en España y la introducción del Régimen de Retribución Específica

117.
A partir del 2012, la legislación española empezó a introducir cambios más sustanciales al régimen establecido en materia de producción y retribución de la energía eléctrica para hacer frente al déficit tarifario.

a. El Real Decreto Ley 1/2012 de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de reasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos

118.
De acuerdo con el RDL 1/20 1 238, el Gobierno español procedió a "la suspensión de los procedimientos de pre asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, que suprimió los incentivos para la construcción de las instalaciones de tecnologías de régimen especial, a fin de evitar la incorporación de nuevos costes al sistema eléctrico "39.
119.
El Estado español justificó estas medidas constatando el elevado desarrollo de las instalaciones de energías renovables con la superación de los objetivos, lo que " ha puesto de manifiesto un desequilibrio entre los costes de producción y el valor de las primas, suponiendo un incremento del sobrecoste para el sistema en concepto de primas para las tecnologías solares de más de 2000 millones en 2010, cifra que se incrementará en 2000 millones de euros anuales a partir de 2014 " y que las medidas adoptadas anteriormente no han resultado suficientes, poniendo en riesgo el objetivo final de supresión del déficit tarifario a partir de 2013. A consecuencia " La compleja situación económica y financiera aconseja la supresión de los incentivos para la construcción de estas instalaciones, con carácter temporal, al menos hasta la solución del principal problema que amenaza la sostenibilidad económica del sistema eléctrico: El déficit tarifario del sistema eléctrico."40
120.
El Gobierno español anunció " la necesidad de diseñar un nuevo modelo retributivo para este tipo de tecnologías que tenga en cuenta el nuevo escenario económico, promoviendo la asignación eficiente de los recursos a través de mecanismos de mercado. "

b. El informe de la Comisión Nacional de Energía sobre el Sector Energético Español de 7 de marzo de 2012

121.
Para conseguir reducir el déficit de tarifa, el Gobierno español solicitó a la Comisión Nacional de Energía (" CNE ") la elaboración de un informe sobre medidas regulatorias.
122.
La CNE emitió el Informe 2/2012 "Sobre el Sector Energético Español ("Informe 2/2012 ")41 donde constató que: " La insuficiencia de los peajes está poniendo en peligro la sostenibilidad económico financiera de los sistemas eléctrico y gasista. De forma relevante, el problema fundamental en lo que concierne al sector eléctrico, es que la falta de convergencia entre los ingresos y los costes de las actividades reguladas en el sector eléctrico durante los últimos diez años ha generado una deuda creciente del sistema eléctrico. El desequilibrio entre los ingresos y los costes del sistema es insostenible, debido al impacto de la creciente deuda acumulada sobre los peajes de acceso presentes y futuros de los consumidores y al impacto temporal sobre el endeudamiento de aquellas empresas que están obligadas a financiar el déficit del sistema."42 En comparación con otros países de Europa, los precios finales de electricidad aparecían en España dentro de los más elevados de Europa.
123.
Dentro del campo de medidas recomendadas por la CNE y resumidas en el cuadro 11 de la página 43 del mencionado Informe, ciertas medidas se relacionaban con el coste de la prima de Régimen especial de la que gozaban instalaciones que utilizaban fuentes de energías renovables. La CNE consideró que la fórmula de actualización de la tarifa o prima correspondiente al IPC corregido por un factor de eficacia X tenía que ser modificada. Efectivamente, si era cierto que la indexación al indicador de inflación era necesaria, en ausencia de combustible fósil, ya que, el coste variable de estas tecnologías dependía de la realización de diversos servicios (operación, mantenimiento, seguros...), en el caso de las instalaciones fotovoltaicas y eólicas, aproximadamente el 85% de los ingresos anuales se dedicaban a cubrir sus costes de inversión, por lo que actualizar la totalidad de la prima resultaba desproporcionado (se tenía que actualizar únicamente el 15%)43.

c. El Programa Nacional de Reformas 2012 del 27 de abril

124.
El 27 de abril de 2012, el Gobierno aprobó el "Programa Nacional de reformas 2012"44 en el que reafirmó su voluntad de acabar con el déficit de tarifa, precisando que " se repartirá de manera equitativa entre los consumidores, el sector público y el sector privado en el marco de una profunda reforma del sector eléctrico, que implicara medidas de reducción de los costes de las actividades reguladas, un aumento de los ingresos por peajes, la revisión de la planificación energética y el establecimiento de un marco regulatorio estable "45. Este programa precisó que la senda de los costes de las actividades reguladas fue fuertemente expansiva desde 2006, puesto que los ingresos medios por peajes de acceso aumentaron de un 70% mientras los costes de acceso aumentaron 140%. Entre las partidas de costes más significativas se encontraban " las primas al régimen especial (el 40.3%), los costes de redes (39.8%) y las anualidades para la financiación del déficit de las actividades reguladas (10.5%) ". Añadió que:

"Las partidas con una mayor contribución al crecimiento de los costes de las actividades reguladas han sido las primas del régimen especial y las anualidades del déficit de ingresos, partidas que se han multiplicado por un cinco desde 2006.

Para atajar estos costes se están llevando a cabo diferentes medidas, que permitirán reducir los costes del sistema en 1,700 millones de euros. En un futuro inmediato se profundizarán en estas medidas, de forma que todos los sectores contribuyeran de forma equilibrada al ajuste de los costes regulados"46.

d. La adopción de la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética

125.
El 27 de diciembre de 2012, el Reino de España publicó la Ley 15/2012 del 27 de diciembre de 2012, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética (" Ley 15/2012 ")47. Mediante esta Ley se introdujeron tres nuevos impuestos, y entre ellos el impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica (" IPVEE"), con el fin en particular de " favorecer el equilibrio presupuestario " del Estado. Este impuesto tenía que gravar " la capacidad económica de los productores de energía eléctrica cuyas instalaciones originan importantes inversiones en las redes de transporte y distribución de energía eléctrica para poder evacuar la energía que vierten a las mismas, y comportan, por sí o como resultas de la propia existencia y desarrollo de las tales redes, indudables efectos medioambientales, así como la generación de muy relevantes costes necesarios para el mantenimiento de la garantía de suministro. El impuesto se aplicará a la producción de todas las instalaciones de generación "48.
126.
De acuerdo con el Artículo 4 de la Ley 15/2012, la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica constituía el hecho imponible, siendo la base imponible " 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 "49, considerándose en el cálculo del importe total " las retribuciones previstas en todos los regímenes económicos que se deriven de lo establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (...)"50. Según el Artículo 8 de la misma Ley, el impuesto exigido era del 7%.

e. EL Real Decreto-Ley 2/2013 de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero

127.
Posteriormente, se publicó el 1 de febrero de 2013, el Real Decreto-Ley 2/2013 de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero (" RDL 2/2013 ")51 que tenía como objeto la modificación del mecanismo de revisión del FIT previsto en el RD 661/2007 y 1578/2008. En primer lugar, sustituyó el IPC que servía para la actualización del FIT y de las primas por el " Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos " (Artículo 1 del RDL 2/2013). En segundo lugar, modificó directamente el RD 661/2007 suprimiendo una de las dos opciones de venta de la energía producida en instalaciones acogidas al Régimen Especial prevista en el Artículo 24 del RD 661/2007, en concreto la consistente en la percepción de una prima complementaria al precio de mercado obtenido52. A partir de la entrada en vigor de este RDL, las opciones de venta de la energía producida en instalaciones de régimen especial son las siguientes: (i) la cesión de la electricidad al sistema percibiendo una tarifa regulada o (ii) la venta de la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica, sin complemento de prima.
128.
Según el Estado español, se adoptaron estas medidas debido a la aparición de nuevas desviaciones en las estimaciones de costes e ingresos del sector y provenientes, de acuerdo con el preámbulo de este RDL, del " mayor crecimiento del coste del régimen especial por un incremento en las horas de funcionamiento superior a las previstas y por un incremento de los valores retributivos por su indexación a la cotización del Brent, y a una minoración de los ingresos por peajes por una caída de la demanda muy acusada que se consolida para este ejercicio ". Justificó también la adopción de estas medidas debido a que " en el contexto económico actual, harían casi inviable la cobertura de los mismos con cargo a los peajes eléctricos y a las partidas previstas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado ", precisando que la alternativa a las medidas adoptadas en este RDL hubiera sido un nuevo incremento de los peajes de acceso pagados por los consumidores eléctricos, lo cual hubiera afectado " de manera directa a las economías domésticas y a la competitividad de las empresas, ambas en una delicada situación dada la actual coyuntura económica ".

f. El Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio de 2013 por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico

129.
El RDL 9/201353, introdujo una serie de modificaciones y en particular llevó a cabo la modificación del Artículo 30.4 de la LSE sobre obligaciones y derechos de los productores en Régimen Especial, el cual quedo redactado de la siguiente manera:

« 4. Adicionalmente y en los términos que reglamentariamente por real decreto del Consejo de Ministros se determine, a la retribución por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado, las instalaciones podrán percibir una retribución especifica compuesta por un término por unidad de potencia instalada, que cubra, cuando proceda, los costes de inversión de una instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo.

Para el cálculo de dicha retribución específica se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada:

a) Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción.

b) Los costes estándar de explotación.

c) El valor estándar de la inversión inicial.

A estos efectos, en ningún caso se tendrán en consideración los costes o inversiones que vengan determinados por normas o actos administrativos que no sean de aplicación en todo el territorio español. Del mismo modo, sólo se tendrán en cuenta aquellos costes e inversiones que respondan exclusivamente a la actividad de producción de energía eléctrica.

Como consecuencia de las singulares características de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, podrán definirse excepcionalmente instalaciones tipo específicas para cada uno de ellos.

Este régimen retributivo no sobrepasará el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que permitan competir a las instalaciones en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado y que posibiliten obtener una rentabilidad razonable por referencia a la instalación tipo en cada caso aplicable. No obstante lo anterior, excepcionalmente el régimen retributivo podrá incorporar además un incentivo a la inversión y a la ejecución en plazo determinado cuando su instalación suponga una reducción significativa de los costes en los sistemas insulares y extrapeninsulares.

Esta rentabilidad razonable girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado.

Los parámetros del régimen retributivo podrán ser revisados cada seis años

130.
El Reino de España modificó el Régimen Especial establecido por la Ley 54/1997, en la que se fundamentaba la opción entre el FIT y un sistema de prima, instaurando una retribución de la electricidad vendida a precio de mercado, complementada por una retribución regulada específica de cobro no automático sino condicionado por una serie de criterios. El Gobierno precisó que este sistema de retribución tenía que facultar la recuperación de las inversiones preservando el principio de rentabilidad razonable.

g. La Ley 24/2013 de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (LSE 2013)

131.
En la Ley 24/2013 vigente, el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico aparece como un principio rector de las actuaciones de las administraciones públicas54, principio que se reconoce y garantiza expresamente en el Artículo 13 de esta Ley.
132.
El Artículo 14 de la Ley 24/2013 trata de la Retribución de las actividades y tras plantear las directrices generales, establece un nuevo sistema de retribuciones específicas de carácter excepcional para seguir fomentando la producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos, " cuando exista una obligación de cumplimiento de objetivos energéticos derivados de Directivas u otras normas de Derecho de la Unión Europea o cuando su introducción suponga una reducción del coste energético y de la dependencia energética exterior "55.
133.
Este régimen retributivo ya no se basa sobre la inscripción previa de las instalaciones en un registro sino sobre un sistema de " concurrencia competitiva "56.
134.
Viene complementando la retribución por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción y " estará compuesto por un término por unidad de potencia instalada que cubra, cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que no pueden ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo "57. El Artículo 14.7.b añade para el cálculo de esta retribución específica que " se considerarán, para una instalación tipo, a lo largo de su vida útil regulatoria y en referencia a la actividad realizada por una empresa eficiente y bien gestionada, los valores que resulten de considerar:

i. Los ingresos estándar por la venta de la energía generada valorada al precio del mercado de producción.

ii. Los costes estándar de explotación.

iii. El valor estándar de la inversión inicial.

(...) El régimen retributivo no sobrepasará el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que permitan competir a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado y que permita obtener una rentabilidad razonable referida a la instalación tipo en cada caso aplicable. Esta rentabilidad razonable girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado.

Excepcionalmente el régimen retributivo podrá incorporar además un incentivo a la inversión y a la ejecución en un plazo determinado cuando su instalación suponga una reducción significativa de los costes en los sistemas de los territorios no peninsulares. (...) "

135.
Ahora bien, resulta que el nuevo sistema de retribución instaurado por la mencionada Ley se articula alrededor de tres variables: (i) la venta de la energía generada valorada al precio del mercado, (ii) los costes de operación y (iii) el valor de la inversión.
136.
Además, la Disposición adicional undécima sobre "Referencias al régimen retributivo especifico ", dispone que " Para las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos, las alusiones al régimen retributivo específico realizadas en el apartado e) del Artículo 14.7 se entenderán realizadas a cualquiera de los regímenes económicos primados que hubieran existido con anterioridad a la entrada en vigor de esta ley."

h. El Real Decreto 413/2014 del 6 de junio y la Orden IET/1045/2014 del 16 de junio

137.
El Gobierno español adoptó el 6 de junio de 2014 el RD 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos58 y la Orden IET/1045/2014 del 16 de junio por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos59.
138.
Estas normas desarrollan los principios de retribución establecidos por la Ley 24/2013, y en particular el Artículo 12 del RD 413/2014. Las disposiciones relativas a la aplicación en el tiempo de la nueva reglamentación se encuentran en las Disposiciones adicionales primera y segunda respectivamente sobre " Particularidades del primer periodo regulatorio " e " Instalaciones con derecho a la percepción de régimen económico primado a la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico ".
139.
A propósito, el RD 413/2014 recuerda en su preámbulo que:

" De acuerdo con este nuevo marco, las instalaciones podrán percibir durante su vida útil regulatoria, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía valorada al precio del mercado, una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia instalada que cubra, cuando proceda, los costes de inversión para cada instalación tipo que no puedan ser recuperados por la venta de la energía en el mercado, al que se denomina retribución a la inversión, y un término a la operación que cubra, en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción de dicha instalación tipo, al que se denomina retribución a la operación.

Para el cálculo de la retribución a la inversión y de la retribución a la operación se considerará para una instalación tipo, los ingresos estándar por la venta de la energía valorada al precio del mercado, los costes estándar de explotación necesarios para realizar la actividad y el valor estándar de la inversión inicial, todo ello para una empresa eficiente y bien gestionada. Se establecerán un conjunto de parámetros retributivos que se aprobarán, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, para cada una de las distintas instalaciones tipo que se determinen, pudiendo segmentarse las instalaciones en función de su tecnología, sistema eléctrico, potencia, antigüedad, etc."

B. LA ESTRUCTURA Y LA ACTIVIDAD DE LA DEMANDANTE

140.
Isolux Infrastructure Netherlands, B.V. ("IIN" o "Isolux INBV" o "La Demandante") fue constituida el 13 de junio de 2012 con arreglo a la legislación vigente en Países Bajos60.
141.
El 29 de junio de 2012 se firmó un Acuerdo de Inversión entre, por un lado, los accionistas de la sociedad brasileña Isolux Infrastructure, S.A. ("Isolux Infrastructure"), es decir las sociedades españolas Grupo Isolux Corsan Concesiones, S.L. (" GIC Concesiones " o " GICC "), y Grupo Isolux Corsan, S.A. (" GIC ") (conjuntamente designadas también como " ISOLUX "), y por otro lado las sociedades canadienses inversores Public Sector Pension Investment Board (" PSP " o " PSP Investments ") y su filial Infra-PSP Canada Inc. (" Infra-PSP ") (el " Acuerdo de Inversión ")61.
142.
En el momento de firmar este Acuerdo de Inversión, las sociedades GIC Concesiones y GIC ostentaban respectivamente el 99.999999% (o sea 125 369 760 participaciones) y el 0.000001 % (correspondiente a 1 participación) del capital social de la sociedad Isolux Infrastructure. Isolux Infrastructure era una sociedad que desarrolla a través de numerosas filiales actividades en el ámbito de la energía solar fotovoltaica62.
143.
Por otro lado, la sociedad Isolux INBV, sociedad objeto del Acuerdo de Inversión, pertenecía al 100% a GIC Concesiones63.
144.
PSP manifestó en este momento su voluntad de comprar a través de su filial PSP Infra intereses en los negocios desarrollados por Isolux Infrastructure. De acuerdo con el Acuerdo de inversión, PSP se comprometió a invertir una Contribución Total de US$ 627.7 millones a través de Isolux INBV. La mitad de esos US$ 627.7 millones en forma de capital ("Investor's Equity Contribution") y la otra mitad en forma de préstamo convertible obligatoriamente ("Invertor's Facility Loan").
145.
Precisamente, el 50% del importe total (USD 313 850 000) tenían que ser invertido por PSP a través de un préstamo convertible concedido en la fecha del presente Acuerdo de Inversión y que tenía que convertirse en capital social según los términos y condiciones fijadas en un acuerdo sobre el Préstamo Convertible del Inversor. El restante 50% de la Contribución Total tenía que ser invertido por PSP con la adquisición de participaciones en Isolux INBV mediante un aumento de capital social, en los términos y condiciones acordadas entre las Partes y detalladas más adelante. La contraprestación a esta contribución, era la adquisición por PSP en base diluida, después de la realización de la contribución, del 19.23% del capital social de Isolux INBV.
146.
Para la realización de la inversión de PSP designada como Investor's Equity Contribution, GIC Concesiones y GIC tenían, en particular, que llevar a cabo un proceso de reestructuración: (i) Isolux Infrastructure tenía que fusionarse en GIC Concesiones de tal forma que GIC Concesiones se convertía en el único accionista del conjunto de las filiales hasta ahora detentadas por Isolux Infraestructura; (ii) a continuación, GIC Concesiones tenía que transferir a Isolux INBV todas sus participaciones en aquellas filiales, de tal forma que, al final de esta operación de reestructuración, el negocio desarrollado por Isolux Infraestructure, a través de sus filiales, se encontraba transferido en totalidad a Isolux INBV64.
147.
La operación de inversión de PSP tenía que concretizarse tras la realización, en particular, de ciertas condiciones suspensivas, el 1 de octubre de 2012, de acuerdo con los Artículos 6.1 y 6.2 del Acuerdo de Inversión.
148.
Con el fin de concretizar la parte de la contribución llamada "Investor's Equity Contribution" el 1 de octubre de 2012, PSP, CIG y CIG Concesiones y también la sociedad objeto de la operación, Isolux INBV, firmaron un Acuerdo de Accionistas el 29 de junio de 201265 con el fin de establecer y organizar los derechos de PSP y CIG Concesiones, nuevos accionistas de la sociedad Isolux INBV.
149.
En contraprestación de la Contribución Total de PSP, GIC Concesiones aceptó realizar una inversión adicional en Isolux INBV por un importe de 125 540 000 USD, repartidos de esta manera: el 50% de este importe (o sea 62 770 000 USD) tenía que ser aportado por GIC Concesiones a través de una préstamo convertible concedido en la fecha del presente Acuerdo de Inversión y que tenía que convertirse en capital social según los términos y condiciones fijadas en un acuerdo sobre el Préstamo Convertible del Inversor. Los 50% restantes tenían que aportarse por GIC Concesiones a través de la compra de nuevas participaciones resultantes de un aumento de capital en Isolux INBV, subsecuentemente al aumento de capital suscrito por PSP en los términos y condiciones acordadas en este Acuerdo de Accionistas ("GIC Concesiones's Additional Equity Contribution").
150.
A consecuencia de la realización de la contribución de GIC Concesiones designada como "GIC Concesiones's Additional Equity Contribution", la participación de PSP en el capital de Isolux INBV tenía que reducirse al 19.23% después de la realización por GIC Concesiones de su "GIC Concesiones's Additional Equity Contribution" y por PSP de su "Investor's Equity Contribution".
151.
El 29 de octubre de 2012, GIC Concesiones, único accionista de Isolux INBV, realizó una primera modificación de los estatutos sociales de Isolux INBV para modificar el capital social a través de una división y conversión de acciones. Cada acción fue dividida en cien acciones con un valor nominal de un céntimo de euro (0.01 €) cada una; posteriormente cada acción del capital social de la sociedad dominante, con valor nominal de un céntimo de euro (0.01 €) fue convertida en una acción ordinaria del capital de la sociedad dominante con un valor nominal de un centavo de dólar americano (0.01 dólares americanos) numeradas de la 1 a la 1,800,00066.
152.
El mismo 29 de octubre de 2012, para ejecutar el Acuerdo de Inversión, se realizaron varias ampliaciones de capital.
153.
En primer lugar, Isolux INBV emitió 12,181,618 acciones ordinarias numeradas desde la 1,800,001 hasta la 13,981,618 inclusive, con un valor nominal de un centavo de dólar americano (0.01 USD) a GIC Concesiones mediante aportación no dineraria de cuentas a cobrar con empresas del grupo. El valor neto total de las cuentas corrientes entre sociedades fue de 39,762,408 USD. Un importe de 121,816.18 USD fue asignado como pago del valor nominal de todas las acciones y el resto como prima de emisión67.
154.
En segundo lugar, Isolux INBV emitió 299,890,352 acciones ordinarias numeradas desde la 13,981,619 hasta la 313,871,970 inclusive, con un valor nominal de un centavo de dólar americano (0.01 USD) a GIC Concesiones, bajo la obligación para GIC Concesiones de pagar en especie, el valor nominal de cada acción y la prima de emisión mediante la siguiente aportación: (i) 2,535,311 acciones suscritas y desembolsadas, cada una con un valor nominal de 10 euros del capital social de Isolux Corsán Concesiones, S.A.U., (ii) 65,434,220 acciones, totalmente suscritas y desembolsadas, cada una con un valor nominal de 0.5 euros del capital social de Grupo T-Solar Global, SA y (iii) 545,910 acciones suscritas y desembolsadas cada una con un valor nominal de 10 euros de capital social de Isolux Corsan Concesiones de Infraestructuras, S.L. El importe total de la aportación de las acciones fue de 1,199,566,401.8 dólares. Un importe de 2,998,903.52 dólares americanos se asignó como pago del valor nominal de todas las acciones y el importe restante 1,196,567,498.31 dólares americanos como prima de emisión68.
155.
Después de que el Grupo Isolux Corsan Concesiones, S.L. recolocase sus activos en Isolux INBV mediante las ampliaciones de capital descritas anteriormente, PSP Infra efectuó sus aportaciones de fondos. Así, la Junta General de accionistas de Isolux INBV el día 29 de octubre de 2012, una vez que los activos habían sido recolocados en Isolux INBV, decidió emitir 78,462,500 acciones ordinarias numeradas de la 313,871,971 hasta la 392,334,470 inclusive, cada acción de valor nominal de un centavo de dólar americano (0.01 dólares americanos) totalmente suscritas por Infra-PSP Canadá Inc. por valor de 784,625 dólares, de los cuales 588,469 dólares americanos se encuentran pendientes de desembolsar y el resto correspondían a la prima de emisión por valor de 313,065,375 dólares americanos también pendientes de desembolsar69.
156.
Una vez que PSP Infra entrase en el capital social de Isolux INBV, la Junta General de Accionistas de esta sociedad acordó también el 29 de octubre de 2012 una última ampliación de capital. Isolux INBV emitió 15,686,851 acciones ordinarias numeradas de la 392,334,471 hasta la 408,021,321 inclusive, con un valor nominal de un centavo de dólar americano (0.01 dólares americanos) a Grupo Isolux Concesiones, S.L. El veinticinco por ciento del valor nominal de cada acción fue totalmente desembolsado por un importe de 39,217.13 USD y el resto por importe de 117,651.38 quedó pendiente de desembolso. La prima de emisión ascendió a 62,590,534.29 USD, que quedó también pendiente de desembolsar70.
157.
Finalmente, el 24 de julio de 201371 los accionistas de Isolux INBV acordaron la primera novación al mencionado acuerdo, mediante el cual se acordó que Grupo Isolux Corsán Concesiones, S.A. tenía que pagar la aportación de capital pendiente a la fecha que ascenderá a 62,708 miles de dólares de la siguiente manera: a) 43,730 USD mediante la aportación de las acciones de Grupo T-Solar Global, S.A perteneciendo a GIC Concesiones; b) 18,978 miles de dólares por compensación de un crédito frente a GIC Concesiones por importe de 18,978 miles de USD correspondiente al préstamo convertible con GIC Concesiones72.
158.
Isolux INBV detiene actualmente el 88.3413% en la sociedad Grupo T-Solar Global S.A. (" T-Solar "), sociedad mercantil constituida el 23 de marzo de 2011 con arreglo a la legislación española.73
159.
Resulta que la participación de IIN en T-Solar se materializó el 29 de octubre de 2012, cuando adquirió 65,434,220 acciones nominativas (equivalentes al 58.8362% del capital social) de T-Solar.74 El 24 de julio de 2013 IIN adquirió 32,813,861 acciones nominativas (equivalentes al 28.5051% del capital social) de T-Solar.75
160.
T-Solar controla a su vezTGOA,76 mediante la titularidad del 51% de su capital, quien, a su vez, es titular del 100% del capital de TZO.77
161.
T-Solar, a través de TGOA y TZO es titular de la totalidad o la mayoría del capital de 117 sociedades españolas de responsabilidad limitada unipersonal78, propietarias de 34 plantas solares fotovoltaicas para la producción de energía eléctrica en España. La Demandante realizó un inventario de aquellas plantas solares en el Apéndice A del Memorial de Demanda (las " Plantas ")79.
162.
La Demandante, fundamenta su reclamación en los intereses que dice ostentar sobre aquellas 34 Plantas fotovoltaicas.

VI. POSICIÓN DE LAS PARTES

163.
Antes de proceder al análisis de los puntos en litigio, el Tribunal resume la posición de las Partes empezando por las objeciones jurisdiccionales presentadas por la Demandada (A) y siguiendo con los argumentos desarrollados por las Partes en relación con el fondo de la presente disputa (B).

A. POSICIÓN DE LAS PARTES SOBRE LA JURISDICCIÓN DEL TRIBUNAL ARBITRAL

164.
El Tribunal expone primero la posición de la Demandada quien presentó una serie de objeciones a la jurisdicción del Tribunal (1), antes de presentar los argumentos desarrollados por la Demandante en respuesta a las objeciones sometidas por el Reino de España (2).

1. Posición de la Demandada: el Tribunal Arbitral no tiene jurisdicción

165.
El Reino de España fundamenta la falta de jurisdicción del Tribunal Arbitral sobre seis objeciones jurisdiccionales principales numeradas desde la letra A hasta la Letra F80.

a. Objeción Jurisdiccional A: la falta de jurisdicción del Tribunal Arbitral por la ausencia de un inversor protegido con arreglo al TCE

166.
El Reino de España subraya que el Artículo 26.1 TCE81 exige que la controversia se produjera entre "una Parte Contratante" y un "inversor de otra Parte Contratante"82, lo que supone la exclusión del ámbito de este Artículo cualquier controversia que surja entre un inversor de un Estado de la UE y otro Estado de la UE respecto a una inversión en dicho Estado.
167.
Efectivamente, según la Demandada, el sistema de la UE concede al inversor ciudadano de la UE una protección específica y preferente a la que concede el TCE y cualquier TBI83. La UE tiene sus propios derechos y obligaciones que se encuentran protegidos por el marco institucional y judicial de la UE que ofrecen recursos y acciones judiciales apropiados y exclusivos84.
168.
El sistema integral de promoción y protección de las inversiones de la UE determina igualmente que no se distinga dentro de la UE entre inversores de uno u otro Estado miembro sino entre inversores UE e inversores de países terceros85.
169.
Resulta de este sistema la aplicación preferente entre los Estados miembros de la UE de su propio sistema de protección. Según la Demandada eso tiene reflejo en la " literalidad, contexto y finalidad del TCE "86, y en particular en sus Artículos 1(3), 1(10), y 36(7). Además, la Demandada se refiere al Artículo 16 del TCE que establece las reglas de compatibilidad entre Tratados anteriores y posteriores con el TCE, entre los cuales se encuentran los que regulan la UE y que prevalecen sobre el TCE en las relaciones intra UE. Invoca también el Artículo 25 del TCE que impide que como consecuencia de la firma del TCE y a través de la cláusula de nación más favorecida, pueda extenderse el sistema integral de promoción y protección de inversiones intra UE a los Estados firmantes del TCE que no sean Estados miembros87.
170.
La Demandada se refiere en particular al Artículo 26(6) del TCE que impide que un inversor de la UE pueda demandar ante un Tribunal Arbitral a un Estado miembro de la UE por razón de su inversión. La Demandada considera que admitir esta posibilidad sería contrario al Derecho de la UE y se refiere a titulo ilustrativo al laudo Electrabel S.A c. La República de Hungría88. De la misma manera la aplicación del Artículo 344 del TFUE impide a España someter a un Tribunal Arbitral cuestiones relativas al mercado de la electricidad89. La Demandada hace también referencia al Dictamen 1/91, Economic Area Agreement del TJUE donde el Tribunal se pronunció sobre el "Draft agreement between the Community, on the one hand, and the countries of the European Free Trade Association, on the other, relating to the creation of the European Economic Area.", y declaró la incompatibilidad del sistema judicial creado por el borrador porque condiciona la interpretación futura de las reglas de la UE en materia de libre circulación y competencia90.
171.
La Demandada subraya que el único arbitraje posible en el ámbito de aplicación del TCE, según lo afirmado por el tribunal en el caso Electrabel S.A c. La República de Hungría, es el de " a non-EU investor and an EU Member State or between an EU investor and a non-EU Member State "91.
172.
La Demandada apoya además su argumentación refiriéndose a la finalidad del TCE92 y al escrito de amicus curiae de la Comisión Europea en el que afirmó93:

" La Comisión considera que el TCE no crea obligaciones entre los Estados miembros, sino que las obligaciones se generan solo entre la Unión Europea y sus Estados miembros, por una parte, y las otras partes contratantes (terceros países), por otra parte. El TCE contiene así una cláusula de desconexión implícita para los Estados miembros de la UE. Como la Comisión tratará de explicar en las secciones que siguen, con arreglo a los Artículos 31 y 32 de la Convención de Viena sobre el derecho de los tratados ("Convención de Viena"), el TCE debe interpretarse en base a su texto, así como a su contexto, objeto y finalidad, y a la historia de su génesis. Todos estos indicadores apuntan hacia la conclusión de que en el momento de la adopción del TCE, ninguna de las partes contratantes intentó conferir el derecho a los inversores de la UE de apoyarse en las disposiciones de la resolución de controversias en disputas entre un inversor de la UE y un Estado miembro de la UE ".

173.
Esta posición de la Comisión fue recordada por el tribunal en el caso Electrabel S.A c. La República de Hungría94 e ilustrada por la posición que adoptó la misma Comisión en su decisión del 18 de junio de 2015 donde solicitó a cinco Estados miembros de la UE que terminasen con los TBI intra -EU95.
174.
En particular, la Demandada contestó a los argumentos planteados por la Demandante de la siguiente manera96:
175.
Sobre el argumento de la Demandante de que los elementos contextuales del TCE corroboran su aplicación a las disputas intra-UE, la Demandada toma nota de que, la Demandante sostiene que el TCE y el sistema de la UE se presumen y deben ser necesariamente compatibles. Sin embargo, afirma que " el que la UE haya establecido determinadas garantías y protecciones a inversores mediante mecanismos propios no quiere decir que no pudiera impulsar, como efectivamente lo hizo al apoyar y suscribir el TCE, nuevas garantías y protecciones bajo un régimen de inversión independiente, diferenciado y con mecanismos propios para la resolución de disputas entre un inversor y el Estado receptor de la inversión." y que el TCE " otorga a las inversiones privadas derechos en aspectos sustantivos y procedimentales no cubiertos por la UE " y que la Demandada " ha olvidado la aplicación del Artículo 16 del TCE "97. En respuesta a estos argumentos, la Demandada recuerda que los Estados miembros no pudieron obligarse en materia de mercado interior y que la Demandada se equivoca al considerar que las disposiciones del TCE " son más favorables para los inversores o a la inversión " que el sistema de protección de los inversores e inversiones en el derecho de la UE98. La Demandada constata que la Demandante no define en qué consisten esos " derechos sustantivos " distintos que otorga el TCE, y que en el presente caso esos derechos se relacionan con el trato justo y equitativo y la protección frente a las expropiaciones previstos en los Artículos 10(1) y 13 del TCE, los cuales se encuentran aún más desarrollados en el sistema de la UE y en particular en la jurisprudencia del TJUE99.
176.
Según la Demandada, en el presente caso no es un problema de elección y aplicación de la norma más favorable, sino que se plantea la cuestión de saber si a la luz del Derecho de la UE, se puede aplicar en las relaciones entre ciudadanos y Estados miembros de la UE un tratado internacional, o si en estas relaciones intra-UE se aplica con exclusividad el derecho de la UE. De acuerdo con la posición de la Demandada, existe una primacía del derecho de la UE que impide la aplicación de cualquier otra norma100. Partiendo de que el propio Memorial de Demanda cita las Directivas de la UE en materia de energías renovables como marco de la legislación española en la que la Demandante hizo su alegada inversión, la Demandada considera que la disputa ha de resolverse a la luz de la interpretación del Derecho comunitario y que " respecto de estas cuestiones España no puede someter su decisión a otros foros distintos del sistema judicial de la UE por imperativo del Artículo 344 TFUE "101. De tal forma que un sistema de solución de conflictos introducido por un Tratado que afecte a fundamentos de la UE es incompatible con el Derecho de la UE. El Artículo 26(6) del TCE obliga a resolver las cuestiones en litigio con arreglo al " TCE y a las normas del Derecho Internacional aplicables". En consecuencia, no se puede acudir al arbitraje para resolver litigios entre un inversor comunitario en el territorio de la UE que afecten a la libertad de establecimiento y libre circulación de capitales en el ámbito de las energías renovables sin violar el derecho de la UE y el Artículo 26(6) del TCE102.
177.
Sobre el argumento de la Demandante de que la inexistencia de una cláusula de desconexión en el TCE evidencia la aplicación del mecanismo de solución de conflictos del Artículo 26 del mismo también a disputas intra UE, la Demandada se refiere a la respuesta proveída por el TJUE en su Dictamen 1/03 del 7 de febrero de 2006. La Comisión se preguntaba sobre la pertinencia de introducir una cláusula de desconexión que tenga por objeto regular las relaciones entre una normativa que establece un régimen comunitario y un convenio internacional destinado a extender dicho régimen a Estados terceros. " A su juicio, dado que el acuerdo previsto abarca ámbitos en los que se ha realizado una armonización total, la existencia de una cláusula de desconexión carece por completo de pertinencia ". El TJUE confirmó la posición de la Comisión, precisando que: " A este respecto, la existencia en un acuerdo de un cláusula denominada «de desconexión», según la cual dicho acuerdo no afecta a la aplicación por parte de los Estados miembros de las disposiciones pertinentes del Derecho comunitario, no constituye una garantía de que las normas comunitarias no se vean afectadas por las disposiciones del acuerdo gracias a la delimitación del ámbito de aplicación respectivo de unas y otras, sino que, por el contrario, puede ser un indicio de que las citadas normas sí resultan afectadas."103 La Demandada concluye que en el caso del Artículo 26 del TCE tampoco era necesario introducir una cláusula de desconexión puesto que ya existía en materia de protección de las inversiones una armonización plena en el mercado común europeo104.
178.
La Demandada contestó también al argumento de la Demandante que afirma que las decisiones arbitrales confirman la aplicación del TCE en disputas intra UE. La Demandada pone de relieve que entre los distintos laudos citados solamente el laudo en el caso Electrabel se refiere al TCE. Los demás laudos al referirse a TBIs, la Demandada considera que ninguna analogía puede realizarse con el presente caso sin ninguna explicación por parte de la Demandante.
179.
Sobre el caso Electrabel S.A c. La República de Hungría, la Demandada precisa que no resuelve un caso idéntico al presente, ya que España y los Países Bajos eran Estados miembros de la UE en el momento de la negociación, ratificación y entrada en vigor del TCE contrariamente a Hungría que, en el caso mencionado por la Demandante, no era un Estado Miembro de la UE al tiempo de la conclusión del TCE. En consecuencia, tenía plena soberanía para obligarse con las otras partes contratantes en todas las materias que son objeto del TCE, a diferencia de los Estados que ya eran Miembros de la CE en el momento de su conclusión. Sin embargo, en el presente caso, el debate consiste en si dos Estados que formaban parte de la CE al celebrarse el TCE, pueden someter o no a arbitraje las controversias que les afectaran a ellos y a sus nacionales105.
180.
En relación con la solicitud de suspensión del procedimiento arbitral pedido por la Comisión Europea, y la denegación de la Demandante a que se suspendiera el presente procedimiento arbitral debido a que " el presente arbitraje de ningún modo concierne una ayuda de Estado ni mucho menos una vulneración de Derecho comunitario ", la Demandada se refiere a la incidencia que pudiera tener la existencia de un procedimiento ante la Comisión Europea de evaluación de las medidas de apoyo para energías renovables y cogeneración en España (procedimiento SA.40348 2014/N) sobre el resultado del presente arbitraje que tiene que entenderse a la luz del Auto de 22 de octubre de 2014 del TJUE, dictado en la cuestión prejudicial C 275/13 del 22 de octubre de 2014 (Asunto ELCOGAS)106. Resulta de la calificación jurídica realizada por el TJUE que los Estados miembros están obligados a tener en cuenta las Directrices sobre ayudas estatales en materia de protección del medio ambiente y energía 2014-2020, aprobadas mediante comunicación de la Comisión Europea 2014/C 200/01, así como las por éstas derogadas y aprobadas mediante comunicación de la Comisión Europea 2008/C 82/01.
181.
Además, la Demandada se refiere a la decisión de la Comisión de 26 de mayo de 2014107, en la que se ordenó la suspensión del pago por parte de Rumanía de un laudo dictado en un arbitraje CIADI, Micula c. Rumanía. Tras adoptar una primera decisión, de acuerdo con el Reglamento del Consejo (EC) No 659/1999, que permite que la Comisión suspenda el pago de aquellas ayudas que considere ilegales, por decisión de 30 de marzo de 2015, la Comisión ha resuelto que " el pago de compensaciones por parte de Rumanía a dos inversores Suecos en virtud del derogado régimen de ayuda vulnera las reglas de Ayuda de Estado de la UE " y que " mediante el pago de la compensación otorgada a los demandantes, Rumanía otorga en realidad una ventaja equivalente al régimen de ayuda derogado ". La Demandada concluye indicando que, en el mencionado caso, la Comisión ha concluido que tal compensación equivale a una Ayuda de Estado incompatible que debe ser devuelta por las empresas beneficiarias108.

b. Objeción Jurisdiccional B: la falta de jurisdicción del Tribunal Arbitral por la ausencia de un inversor de otra Parte Contratante protegido con arreglo al Artículo 1(7) del TCE

182.
La cuestión que plantea aquí la Demandada es la siguiente: ¿puede demandar al Reino de España una sociedad formalmente constituida en Holanda, pero cuyos únicos propietarios son una sociedad española y una sociedad canadiense que ostentan la totalidad de su capital social y controlan todas sus decisiones empresariales? La Demandada afirma que la respuesta debe ser negativa puesto que la técnica del levantamiento del velo societario permite constatar que la controversia se deriva de la inexistencia de un inversor protegido conforme al TCE, siendo Isolux INBV controlada en su totalidad por un inversor español y por un inversor canadiense (PSP)109, lo que excluye la aplicación del TCE porque Canadá no es parte del TCE y que un inversor español no puede demandar al Estado español bajo el TCE.
183.
Efectivamente, en primer lugar, según la Demandada, la totalidad del capital social de la Demandante y el pleno control de sus decisiones empresariales corresponde a la española ISOLUX y a la canadiense PSP110. Asi, en las Cuentas Anuales 2013 de la Demandante se indica que: " The parent company [Isolux INBV] is jointly controlled by Grupo Isolux Corsán Concesiones, S.A. (a subsidiary of Grupo Isolux Corsán, S.A.) and PSPEUR, S.à.r.l., which hold 80.77% and 19.23% of the shares respectively (directly or indirectly). This joint control is exercised due to shareholders' agreements which state that the key strategic operational decisions have to be taken through supermajority involving both shareholders and other requirements "111.
184.
En segundo lugar, GIC que, a través de la sociedad Isolux Infrastructure controlaba a Isolux INBV antes de la firma del Acuerdo de Inversión112, ejerce, según la Demandada, desde la firma del mismo Acuerdo, un control total y efectivo de Isolux INBV de forma conjunta con la canadiense PSP113.
185.
La Demandada alega que la información pública, no cuestionada por la Demandante, acredita que Isolux INBV carece de sustancia empresarial alguna en Holanda y que la sociedad española ISOLUX es la Demandante real en este arbitraje114. No existiendo medios humanos ni materiales en los Países Bajos. Efectivamente, según la Demandada la totalidad de los empleados de Isolux INBV se encuentran en España115. Además, Isolux INBV carece de sede social propia puesto que su domicilio social en Países Bajos coincide con el de un vivero de sociedades llamado United Trust116 y que los únicos medios materiales de esta sociedad se comparten con el Grupo español Isolux a una misma dirección: calle Caballero Andante, 8 (Madrid)117. Finalmente, La sociedad Isolux Infrastructure INBV tiene todas sus actividades en España al operar las plantas fotovoltaicas para el grupo Isolux118. La Demandada sostiene que el Memorial de Réplica no niega que la Demandante carezca de actividad empresarial en Países Bajos ni que esté controlada por la sociedad española GIC Concesiones y por la canadiense PSP Investments119.
186.
La Demandada considera que la Demandante no puede acudir a un argumento formalista en su Memorial de Réplica, como la constitución de Isolux INBV en Países Bajos, para acceder a solicitar la protección del TCE escondiendo una realidad: la inexistencia de un Inversor protegido por el TCE120. Según la Demandada, el Artículo 1(7) no solamente exige la incorporación de una sociedad en un Estado Parte, sino la existencia de una "empresa u otra organización", lo que significa según el diccionario de la Real Academia, un " conjunto organizado de medios materiales y humanos dirigidos a un fin económico "121. Sin embargo, la Demandada sostiene que Isolux INBV no tiene ni actividad, ni medios materiales o humanos y que es un simple " cascaron societario "122.
187.
En aquellos casos, según la Demandada, la carencia de los elementos necesarios a la caracterización de una empresa son circunstancias excepcionales que justifican el levantamiento del velo societario, al ser la personalidad jurídica de la sociedad puramente ficticia, sin que se tenga que probar un caso de fraude o juicio de intención123. En el presente caso, la verdadera Demandante en este arbitraje es ISOLUX.124 Estas circunstancias son las que diferencian el presente caso de los casos Yukos o Tokios Tokeles citados por la Demandante. Contrariamente al caso Tokios Tokeles, en este caso Isolux INBV es una sociedad cascaron sin actividad mercantil en los Países Bajos y constituida el 13 de junio de 2012, o sea un año antes del litigio contra el Estado español125. La opinión particular en el caso Tokios Tokelés, así como el laudo Venoklim c. Venezuela, ponen de relieve que el velo societario puede levantarse con independencia de la existencia de un fraude procesal, cuando el objetivo de la convención (en aquellos casos, la convención CIADI) destinada a facilitar de resolución de una disputa entre un inversor de un Estado parte de la Convención y otro Estado parte se encuentra vulnerado por un inversor que en realidad es de la nacionalidad del Estado parte de la disputa.
188.
Visto lo anterior, la Demandada considera que se trata aquí de un caso flagrante de vulneración del criterio de nacionalidades y en consecuencia solicita que se levante el velo societario para determinar quién es el verdadero demandante, i.e. ISOLUX y la canadiense PSP Investments126.
189.
La Demandada concluye afirmando que INBV no es un inversor protegido al amparo del Artículo 1(7) del TCE puesto que no cumple con los requisitos de nacionalidad exigidos por este Artículo127.

c. Objeción Jurisdiccional C: la falta de inversión de acuerdo con el Artículo 1(6) TCE.

190.
La Demandada considera que tampoco existe una inversión de acuerdo con el Artículo 1(6) TCE por no haberse realizado una inversión en sentido objetivo u ordinario y porque Isolux INBV no posee indirectamente los rendimientos de T-Solar.
191.
La Demandada primero recuerda que el TCE exige para determinar la existencia de una inversión la concurrencia de los siguientes requisitos:

"- La existencia de una inversión en sentido objetivo u ordinario.

- Que dicha actividad inversora en sentido objetivo u ordinario se materialice en cualquier clase de activo, dentro de la amplia enumeración que de los mismos realiza el Artículo 1(6) del TCE.

- Que dicho activo esté asociado con una Actividad Económica en el Sector de la Energía.

- Que dicho activo esté poseído o controlado directa o indirectamente por un inversor"128.

192.
Añade que la falta de cualquiera de estos requisitos supone la inexistencia de una inversión de acuerdo con el Artículo 1(6) del TCE y, a consecuencia, la falta de jurisdicción ratione materiae del Tribunal Arbitral según el citado Artículo 26 del TCE129.
193.
La primera de las condiciones es que exista una inversión en sentido objetivo130. Esta condición resulta de la interpretación literal del Artículo 1(6) de conformidad con el Artículo 31 de la Convención de Viena sobre el Derecho de los Tratados (CVDT) que supone que la "inversión" protegida por el TCE sea ante todo una inversión en sentido corriente u ordinario131.
194.
El Reino de España considera que, con el fin de determinar este sentido objetivo, no solamente se tiene que referir a la definición de la "Inversión" puesta entre comillas en el Artículo 1(6), sino que se tienen también que referir a un criterio "estándar" que se encuentra en la palabra inversión, también utilizada en el Artículo 1(6) TCE (sin comillas y en minúscula)132, debido a que, a la lectura del Artículo 1(6) TCE se desprende que el concepto de "Inversión" a los efectos del Tratado es un concepto inicialmente amplísimo que abarca cualquier activo, incluso aquéllos que no están expresamente recogidos en el listado enunciativo del párrafo primero del Artículo 1(6) TCE133. Para reforzar su interpretación, la Demandada se refiere a la posición adoptada por el tribunal en el caso Romak c. Uzbekistán134.
195.
En el Artículo 1(6), determinadas frases utilizadas resaltan que el significado de la palabra inversión viene vinculado a un comportamiento activo que consiste en realizar una aportación dineraria con el propósito de obtener un beneficio o retorno135, en particular el párrafo segundo del Artículo 1(6) donde la palabra "inversión" va precedida de los verbos "hacer" o "efectuar". En consecuencia, de acuerdo con el Artículo 1(6), se habla de una inversión cuando se materializa en cualquiera de los activos que enumera de forma no taxativa, siempre que afecten a una actividad económica en el sector de la energía, interpretación confirmada por Crina Baltag en su comentario sobre la noción de inversor en el TCE136.
196.
Adicionalmente, el propósito y finalidad del TCE, los cuales tienen que tomarse también en consideración de conformidad con el Artículo 31 de la CVDT, exigen la existencia de una inversión en sentido objetivo para que exista una inversión protegida a los efectos del TCE137. Según la Demandada la finalidad del TCE es favorecer una cooperación a largo plazo en materia económica y fomento del flujo de inversiones138.
197.
La Demandada concluye este análisis, afirmando que contrariamente a lo alegado por la Demandante, un examen del Artículo 1(6) TCE de acuerdo con los criterios establecidos en el Artículo 31 de la CVDT pone de manifiesto que las obligaciones que asumen los Estados con la firma del Tratado y los correlativos derechos que se ofrecen a los inversores no lo son en contemplación de un simple activo, con relación a un concepto estático de "Inversión", sino de un activo objeto de una inversión en sentido objetivo u ordinario139.
198.
Sobre los precedentes arbitrales citados por la Parte Demandante, la Demandada se refiere primero al caso Anatolie Stati v. Kazakhstan, donde el tribunal tomó en cuenta la efectiva aportación de fondos a través de un préstamo de accionistas y posteriormente, la aportación de fondos mediante una reinversión de los beneficios obtenidos, como un elemento esencial sobre el que construyó la existencia de una en el referido supuesto. En ambos casos las aportaciones de fondos suponen la correspondiente asunción de un riesgo y una duración140.
199.
En este caso concreto, la Demandada afirma que Isolux INBV no ha realizado una actividad inversora porque no ha realizado ninguna aportación de recursos económicos y no ha asumido ninguno de los riesgos vinculados a los activos objeto de este arbitraje. Esta conclusión es el resultado del análisis económico de la operación que dio lugar al nacimiento de Isolux INBV.
200.
En primer lugar, la naturaleza de la operación económica subyacente que dio lugar al nacimiento de Isolux INBV es, mediante la firma del Acuerdo de Inversión, una operación de desinversión parcial del Grupo español GIC la venta de unos activos y la consiguiente inversión de la sociedad canadiense PSP-Investments con la adquisición de unos activos141.
201.
De acuerdo con los acuerdos de inversión, y en particular el Acuerdo de Inversión celebrado el 29 de junio de 2012 entre ISOLUX y PSP a través de su filial PSP Infra, PSP adquirió participaciones en el capital de Isolux INBV y se estableció un control conjunto de Isolux INBV por ISOLUX y PSP Investments. Dicho de otra manera, ISOLUX aceptó compartir los retornos de las acciones aportadas a Isolux INBV con su nuevo socio. Antes disfrutaba del 100% de dichos retornos, ahora sólo del 80.77%. En consecuencia, Isolux no persigue con esta operación el propósito de obtener nuevos retornos142. Otra consecuencia ha sido la reducción correlativa de los riesgos, lejos de asumir nuevos riesgos -resultado típico de cualquier inversión-, obtuvo una reducción de los mismos. Tras la aportación de dichos activos a Isolux INBV, ISOLUX consiguió reducir dichos riegos del 100% al 80.77%143.
202.
Otro elemento que demuestra que la operación en juego no constituye una inversión, es la ausencia de aportación económica por parte de Isolux INBV para adquirir las acciones de T-Solar144. Efectivamente, parte de la ejecución de los acuerdos de inversión, y en particular el acuerdo del 29 de junio de 2012 entre ISOLUX y PSP, se encontraba condicionada al cumplimiento de varias condiciones suspensivas, finalizando el plazo para el cumplimiento de las mismas el 1 de octubre de 2012.145 En contraprestación a la aportación de capital en Isolux INBV por parte del contratante canadiense, ISOLUX tenía que aportar y colocar en Isolux INBV las participaciones en las sociedades Isolux Corsán Concesiones S.A.U., Isolux Corsán Concesiones de Infraestructuras S.L.U. y Grupo T-Solar Global, S.A146. El 29 de octubre de 2012, Isolux INBV realizó147 " una ampliación de capital, íntegramente suscrita y desembolsada por su socio Grupo Isolux Corsal Conseciones S.L., mediante un canje de valores en cuya virtud adquirió una participación en el capital social de Isolux Corsán Concesiones, S.A.U., Isolux Corsán Concesiones de Infraesructuras, S.L.U. y Grupo T-Solar Global, S.A., que quedaron afectas a la sucursal en España de Isolux Infrastructure Netherlands, B.V."148.
203.
Según la Demandada, esta "recolocación" de activos en Isolux INBV no supuso ninguna aportación de fondos por parte de la misma quien se limitó a recibir las acciones de T-Solar149. Esta recolocación de activos tampoco supuso la transmisión de algún riesgo puesto que los riesgos asociados a estos activos se mantuvieron, intactos, en la esfera patrimonial de GIC Concesiones150.
204.
La Demandada considera que la única inversión que pueda existir fue realizada por PSP Investments exclusivamente, con la entrada ulterior de su filial PSP Infra en el capital social de Isolux INBV después de que las acciones de T-Solar se hubieran recolocado en ella151.
205.
Además, el Acuerdo a través del cual se diseñaba la inversión de PSP Investments en los activos del GIC se condicionó a la firma del Acuerdo de Accionistas, a través de que las Partes al mencionado Acuerdo aceptaron compartir el control de la empresa, lo que supone un consentimiento unánime de las partes sobre cualquier tipo de decisiones estratégicas, financieras u operativas152. Según la Demandada, de acuerdo con este principio, la gestión y promoción del negocio no pertenece a Isolux INBV sino conjuntamente a la española GIC y a la canadiense PSP, en el seno del Consejo de Administración153. Por otra parte, la gestión diaria de los activos incorporados a Isolux INBV corresponde, bajo control de GIC y PSP, a GIC Concesiones, filial consolidada por GIC154. Este análisis es confirmado, de acuerdo con la Demandada, por la definición que la propia Isolux INBV hace de su principal actividad: " The Parent company corporate purpose is the participation in other companies as a partner or shareholder in the country or aboard (holding) "155.
206.
La Demandada basa su alegación sobre los términos del Acuerdo de Inversión del 29 de junio de 2012 donde GIC se comprometió a aportar a Isolux INBV 125,500 millones de dólares de la siguiente forma: 50% en préstamo convertible y 50% en aportaciones de capital156. Sin embargo, a lo largo de 2013 GICC ha percibido de Isolux INBV dividendos por importe de 88,039 millones de euros el 27 de marzo de 2013 y el 28 de octubre de 2013157. Según la Demandada, aquellos dividendos fueron distribuidos por Isolux INBV con cargo a la prima de emisión, habida en cuenta que Isolux INBV ha tenido resultados negativos tanto en el ejercicio 2012 como en el ejercicio 2013 y luego 2014, lo que significa que no se derivan del reparto de beneficios, sino que corresponden según los términos de la Demandada a una " mera devolución, anulación, compensación contable " o " de unos fondos que GICC nunca llegaría a aportar efectivamente "158. Por lo tanto, la aportación real de GICC es de 37,461 millones de dólares en vez de los 125,500 millones de dólares contractuales.
207.
Además, la Demandada añade que a propuesta de GICC, el 24 de noviembre de 2013, se produjo la novación del acuerdo original de aportación159, es decir que el 50% de los 125,500 millones de dólares ("aportaciones de capital"), pendientes de aportar por GICC se sustituiría por una aportación en especie de participaciones financieras en Grupo T-Solar Global, S.A., valoradas en 43,730 millones de dólares. Resulta de aquellas consideraciones que, de acuerdo con la Demandada, GIC no ha realizado ninguna aportación de fondos en Isolux INBV, sino que tan solo ha realizado una aportación adicional de participaciones financieras a sumar a las ya recolocadas inicialmente en octubre de 2012160.
208.
La Demandada argumenta también que Isolux INBV no posee ni controla directa o indirectamente los rendimientos que obtiene T-Solar de sus sociedades participadas161. La Demandada recuerda que el concepto de Inversión se encuentra en el Artículo 1(6) TCE donde se exige que el activo en que se plasme la actividad inversora sea "poseído directa o indirectamente por un inversor". Además, exige que dicha posesión o control directo o indirecto se ejerza por un inversor, sin definir el término inversor.
209.
Ahora bien, en el presento caso el activo sobre el que hay que efectuar el juicio de posesión o control directo o indirecto es el identificado por la Demandante, o sea los rendimientos de T-Solar162. Según la Demandada no cabe duda que Isolux INBV carece de la posesión directa de los rendimientos de T-Solar puesto que el control directo es ejercido por T-Solar y que los rendimientos pertenecen a T-Solar igualmente. En consecuencia, la Demandada tiene una vinculación indirecta con estos activos y resulta necesario determinar en este caso si el término "posesión indirecta" que utiliza el Artículo 1(6) TCE se refiere a cualquier escalón de la cadena de sociedades a través de la cual se puede poseer un activo o si, por el contrario, dicho concepto se refiere al último poseedor de la cadena: al poseedor final163.
210.
El TCE no prevé una definición concreta del concepto de posesión indirecta, lo que supone referirse a pronunciamientos arbitrales y a las consideraciones que se hicieron en los Trabajos Preparatorios del TCE.
211.
En relación con los laudos arbitrales que se han dictado en interpretación del Artículo 17 TCE, aparece, según la Demandada, que aquellos han interpretado que posesión indirecta se refiere al último poseedor164. La Demandada no comparte la posición de la Demandante quien sostiene que dichos laudos no son aplicables porque el Artículo 17 del TCE supone un mecanismo extraordinario no trasladable a otros supuestos. La Demandada considera al contrario que resultaría absurdo entender que el concepto de posesión indirecta pueda variar en función de si se aplica el Artículo 1(6) o si se aplica el Artículo 17. Además, la Demandante no hace referencia a casos arbitrales en los que se interpretó el Artículo 1(6) TCE y se llegó a la conclusión de que posesión indirecta equivale a poseedor real165.
212.
En los trabajos preparatorios del TCE, la Demandante toma nota de que se analizó el significado que debía darse al adverbio "indirectamente" y se refiere en primer lugar a la carta de 21 de abril de 1994 dirigida al Presidente del Sub - Grupo Legal por la Delegación Rusa, y a la contestación efectuada por este último el 22 de abril de 1994166. La Demandada toma nota que el Sub - Grupo Legal era de la opinión de definir "posesión indirecta" en el sentido de que un accionista posee una porción de los activos de la Sociedad. No obstante, es de destacar que el Sub - Grupo Legal consideraba que para que dicha interpretación se recogiese en el Texto del Tratado era necesario introducir una serie de cambios en su redacción. Sin embargo, lo cierto es que ni en el Artículo 1(6), ni en algún otro Artículo del Tratado, se introdujo algún párrafo como el propuesto por el SubGrupo Legal. Igualmente, la redacción del Artículo 15(3) no fue alterada. Resulta de aquellos hechos que, según la Demandada, la peculiar opinión del Sub - Grupo Legal sobre la forma que debía ser interpretado el adverbio "indirectamente" no fue recogida por la letra del TCE y que los Estados firmantes aceptaron la idea de que posesión indirecta se refería a la "posesión real de activos, sostenidos a través de una cadena de entidades" (traducción libre), la noción de "posesión real" refiriéndose al último eslabón de dicha cadena posesoria167.
213.
De acuerdo con lo señalado, la Demandada concluye que el concepto de posesión indirecta se refiere al poseedor último. En el caso de Isolux INBV, aquella no es un poseedor final de los activos, los poseedores finales siendo GIC y PSP Investment, de tal forma que al amparo del Artículo 1(6) no existe inversión protegida.
214.
La Demandada concluye que el Tribunal carece de competencia ratione materiae.

d. Objeción Jurisdiccional D: la falta de jurisdicción del Tribunal Arbitral por la existencia de abuso del proceso.

215.
La Demandada considera que la alegada inversión realizada por Isolux INBV desde Países Bajos tiene como única finalidad acceder fraudulentamente al arbitraje de inversión del TCE. Se trata de un caso de forum shopping prohibido168.
216.
En primer lugar, la Demandada afirma que la Demandante no ha accedido a la jurisdicción legítimamente169. La Demandada nota que la Demandante sigue apoyándose en el argumento formal de la constitución en Países Bajos de Isolux INBV para negar el abuso de proceso o fraude. Sin embargo, la doctrina del abuso de proceso tiene como objetivo precisamente evitar que, bajo la apariencia de un cumplimiento formal, con la constitución en Países Bajos se persiga un fin prohibido que no podía legítimamente conseguirse, como el acceso al arbitraje de inversión170, misma que se hizo cuando ya el conflicto era previsible.
217.
Contrariamente a lo alegado por la Demandante, la Demandada considera que las medidas adoptadas por el Gobierno español fueron anunciadas y eran previsibles. La previsibilidad del conflicto no exige que las medidas estén ya promulgadas, sino que el conflicto sea visto como evidente171. La Demandada se refiere como prueba, además de anuncios y discursos públicos, al proyecto adoptado por el Gobierno de lo que iba a ser la Ley 15/2012, el cual fue remitido a las Cortes Generales el 14 de septiembre de 2012172. Así consta en la referencia de los acuerdos adoptados por el Consejo de Ministros del 14 de septiembre de 2012, publicada en la web institucional del Gobierno de España173. Esto ocurrió más de un mes antes de la alegada inversión de la Demandante. La Demandada se refiere igualmente a la Carta del propio Presidente de ISOLUX, D. Luis Celso, dirigida al Gobierno de España en julio de 2012, antes de que la alegada inversión se hubiera realizado y que acredita el hecho de que las medidas eran previsibles174.
218.
De acuerdo con la posición de la Demandada, la mejor doctrina sostiene la buena fe y la prohibición de abuso de proceso como aplicables en el TCE175. La Demandada se refiere al caso Phoenix c. República Checa donde el tribunal consideró que para determinar si la demandante había realizado una inversión de buena fe, tenía que considerar el momento de la inversión, la demanda inicial al CIADI, el momento en el que se planteó la demanda, la naturaleza de la operación y sustancia de la transacción176. Al ser un caso CIADI, la Demandante considera que esta doctrina no puede aplicarse a los asuntos del TCE. Sin embargo, la Demandada considera que, si la inaplicabilidad como precedente de un laudo no es discutible, la cuestión de la valoración de las circunstancias del caso es distinta y el caso Phoenix c. República Checa es en esta perspectiva un precedente válido para los asuntos sometidos al TCE177. La Demandada se refiere también a varios otros casos como ST-AD GmbH c. República de Bulgaria178, Pac Rim Cayman LLC c. República de El Salvador179 y en el asunto Mobil Corporation y otros c. Venezuela180. Resulta que el respeto a la buena fe y la prohibición del abuso de proceso es plenamente aplicable al TCE y se ha reconocido en el asunto Plama Consortium Limited c. República de Bulgaria181.
219.
Ahora bien, según la Demandada, para determinar si ocurre abuso de proceso se debe acudir a las circunstancias del caso concreto, tal como fue expresado en el caso Mobil Corporation y otros c. Venezuela182. Para ello hay que comprobar el contenido y el fundamento de la transacción y comprobar si existe una actividad económica que deba ser protegida conforme al TCE. En el presente caso, según la Demandada, Isolux INBV es una sociedad que se limita a recibir los activos transferidos por una entidad española en favor de una sociedad canadiense en el contexto de un proceso de desinversión de la primera. La única finalidad para que se lleve a cabo la operación en Países Bajos es el acceso al mecanismo de solución de controversias del arbitraje internacional a través del Artículo 26 del TCE183.
220.
La Demandada alega que la existencia de Isolux INBV en Holanda es una existencia puramente formal y fue creada ficticiamente para poder acudir al arbitraje internacional184.
221.
La Demandada alega además que la recolocación de acciones en T-Solar se hizo cuando el conflicto era previsible185.
222.
La Demandada se refiere a argumentos desarrollados por la Demandante en el Memorial de Réplica donde afirmó que la fecha que tenía que tomarse en cuenta era no solamente la fecha en la que se realizó efectivamente la inversión (o sea el 29 de octubre de 2012), sino también en qué momento se planificó y tomó la decisión de llevar a cabo la inversión (o sea el 29 de junio de 2012 según el Acuerdo de Inversión de esa misma fecha). La Demandante añadió que aquellas fechas son anteriores a las fechas en que fueron adoptadas las medidas del Reino de España que han originado el presente arbitraje, es decir, a partir del 27 de diciembre de 2012, precisando que los elementos supuestamente anunciadores de la reforma del sector energético son generales, sacados de discursos de campañas electorales, y simplemente anuncian que se necesitarán reformas debido al déficit tarifario186.
223.
La Demandada no comparte esta visión de los hechos y considera que la inversión de Isolux INBV no fue anterior al 29 de octubre de 2012. Subraya que la propia Demandante mantuvo reiteradamente en su Memorial de Demanda que la fecha de su inversión fue el 29 de octubre de 2012, en el parágrafo 34 donde afirmo que " La participación de IIN en T-Solar se materializo el 29 de octubre de 2012 cuando adquirió 65,434,220 acciones nominativas (...)", en el parágrafo 132 o en el parágrafo 138 del Memorial de Demanda187. Además, la Demandante no aportó ninguna prueba de que la inversión se realizará el 29 de junio de 2012 y la Demandada insiste en el hecho de que la Demandante no aportó voluntariamente el Acuerdo de Inversión de 29 de junio de 2012 porque sabía que podía perjudicarle188.
224.
La Demandada alega que cuando se firmó el contrato del 29 de junio de 2012 no se realizó inversión alguna, puesto que la posible inversión estaba supeditada al cumplimiento de una serie de condiciones suspensivas. Por tanto, el citado acuerdo no produjo efectos hasta que tuvieron lugar todas las condiciones establecidas por las partes189. El apartado H de la introducción de este acuerdo supeditaba la realización de la inversión a la concurrencia de una serie de acontecimientos futuros e inciertos190. Asimismo, la Cláusula 4 de este Acuerdo establecía un conjunto de condiciones suspensivas, cuyo incumplimiento suponía la terminación del contrato sin derecho a indemnización para los accionistas. Adicionalmente, la Cláusula 5.6.2 de este contrato permitía su terminación sin derecho a indemnización si entre la fecha del contrato y el cumplimiento de la última condición ocurría cualquier evento del que resultara o resultase en el futuro una pérdida material en el valor del grupo de negocio191. La Demandada se refiere también a la fecha de la inversión ratificada en el Acuerdo de 24 de julio de 2013, por el que se modifica el Acuerdo de Inversión de 29 de junio de 2012192. Correlativamente a la pérdida de los activos por parte de ISOLUX, las Cuentas Anuales de la Demandante no reflejan la incorporación de esos activos hasta el 29 de octubre de 2012193. De tal forma que la pretendida inversión de la Demandante ocurrió en esta fecha.
225.
La Demandada considera por otra parte que la reforma emprendida era previsible y que la Demandante niega la realidad de los hechos recordados por ella en su Memorial de Contestación y que demuestran la previsibilidad de la reforma en el momento en que se realizó de forma efectiva la inversión, 29 de octubre de 2012, como también a la fecha en que se firmó el Acuerdo de Inversión, el 29 de julio de 2012. La Demandada se refirió en su Memorial de Contestación194 en particular:

- el anuncio de reformas en el sector energético en el discurso de investidura ante el Congreso de los Diputados del entonces candidato a la Presidencia del Gobierno, D. Mariano Rajoy el 19 de diciembre de 2011195;

- la referencia a la necesidad de una reforma energética urgente para controlar el déficit de tarifa, en la entrevista del Presidente del Gobierno en el servicio de televisión de la Agencia EFE, el 10 de enero de 2012196, y anteriormente en su discurso en el momento de la toma de sus cargos del Ministerio197;

- aquellas reformas fueron también anunciadas en el Discurso en la inauguración del VI Foro de Liderazgo Turístico de EXCELTUR198, en conferencias de prensa con autoridades extranjeras como el Presidente del Consejo Europeo199, el Primer Ministro de Portugal200 o la Canciller de la República Federal de Alemania201, o en comparecencias ante el Congreso de los Diputados202;

- el publicado del 15 de febrero de 2012 de la agencia de noticias Europa Press bajo el titular " El déficit de tarifa de 2011 supera los 3,700 millones y se sitúa un 23 % por encima del tope legal " donde precisa que " Soria ha aludido a cambios regulatorios en el "pool" y a una reforma energética."203;

- el 27 de enero de 2012 la agencia Bloomberg señalaba en su página que España iba a reducir su déficit en varias etapas204.

- la nota de prensa del Ministerio de Industria, Energía y Turismo del 27 de enero de 2012 tras la aprobación del Decreto-Ley 1/2012205 donde reconoce que " mantener el actual sistema de retribución no es compatible con la situación actual de crisis económica y de descenso de la demanda por lo que, mientras se reforma el sistema y se avanza hacia un marco retributivo renovable que promueva una asignación eficiente de recursos, se procede a paralizar temporalmente el sistema retributivo.";

- El diario El Mundo del 27 de enero de 2012, con ocasión de la aprobación del Real Decreto-Ley 1/2012, que publica: " El Gobierno suspende las primas a nuevas instalaciones de energías renovables" y señala que es "Un primer paso" mientras se pone marcha la reforma del sistema eléctrico . "206;

- el Informe 2/2012 de la CNE, tras un proceso de consultas públicas, "Sobre el Sector Energético Español"207 que se publicó el día 7 de marzo de 2012, y cuya parte primera se dedica a las "Medidas para Garantizar la Sostenibilidad Económico-Financiera del Sistema Eléctrico"208;

- la adopción en los primeros meses del año 2012 de varias medidas como el Real Decreto-Ley 1/2012209; el Real Decreto-Ley 13/2012, de 30 de marzo210, y el Real Decreto-Ley 20/2012, de 13 de julio211;

- el Programa Nacional de Reformas 2012 del 27 de abril de 2012, del Gobierno de España que incluye los compromisos del Reino de España ante la UE212;

- el documento " Seis meses de Gobierno: reformas para crecer " publicado por el Gobierno de España el 9 de julio de 2012, en el que, entre las reformas estructurales previstas, se incluye la " Reforma del sistema energético "213.

- el informe sobre el calendario del Programa Nacional de Reformas para el segundo semestre de 2012 aprobado por el Consejo de Ministros del 13 de julio de 2012 que contemplaba la aprobación de la Ley de Reforma Energética214.

- en septiembre de 2012 se publica el documento " Las reformas del Gobierno de España: La determinación frente a la crisis " que prevé la aprobación de un proyecto de Ley de Reforma Energética215; y el 27 se septiembre de 2012 se anuncia, junto a la aprobación del Proyecto de Ley de Presupuestos Generales del Estado para 2013"216, la " Estrategia Española de la Política Económica: Balance y reformas estructurales para el próximo semestre ";

- el 11 de julio de 2012, la agencia Reuters publica en su web la siguiente información sobre las citadas declaraciones del Ministro, en las que se refiere a las próximas medidas a adoptar anunciando la aprobación de un impuesto sobre la generación de energía eléctrica217;

- El 12 de julio de 2012, en el diario El País, bajo el titular " El Gobierno aplicará impuestos a la energía para obtener 6,800 millones"218;

- el 14 de septiembre de 2012 tuvo lugar la remisión a las Cortes Generales del proyecto de Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética, objeto del presente arbitraje. Los acuerdos adoptados por el Consejo de Ministros de 14 de septiembre de 2012, se publicaron en la web institucional del Gobierno de España (www.lamoncloa.gob.es)220.

226.
Además, la Demandada nota que el Presidente de ISOLUX, el 12 de julio de 2012221, en una carta dirigida al Presidente del Gobierno manifestó su preocupación en relación con las propuestas del Gobierno y entre ellas la intención del Gobierno de crear un nuevo impuesto. Aquella carta demuestra que ISOLUX era perfectamente consciente de la adopción de una serie de medidas que iban a afectar a las plantas fotovoltaicas, entre ellas la creación del impuesto objeto del presente arbitraje.
227.
En relación con el informe de la CNE, la Demandada precisa en su Memorial posterior a la Audiencia, en contestación a la pregunta del Tribunal Arbitral n°5, que este organismo público es un organismo regulador del funcionamiento del Sector de la Energía en España. La CNE interviene en particular como órgano consultivo de la administración en materia energética y participa, mediante propuesta o informe, en el proceso de elaboración de disposiciones generales en materia energética222. La Demandada precisa que las propuestas de la CNE no incluyen un examen sobre la viabilidad macroeconómica o presupuestaria ni sobre su compatibilidad con los compromisos internacionales de España223.
228.
En el informe del 7 de marzo de 2012 denominado "Medidas para garantizar la sostenibilidad financiera del Sistema eléctrico", la CNE describió con precisión la situación económica financiera del ámbito económico donde la Demandante realizó su inversión meses después y calificado por la CNE de "insostenible"224. La CNE pone de manifiesto la imposibilidad de superar la situación económico-financiera del SEE acudiendo exclusivamente a los consumidores domésticos e industriales. En principio pone de manifiesto el enorme esfuerzo realizado por los consumidores españoles en los últimos años para afrontar los desequilibrios del sistema energético español225. Añade que cualquier inversor que pretendiese invertir en el sistema eléctrico español durante el año 2012 debía saber que el recurso a los consumidores era limitado y que serían implementadas medidas regulatorias que repercutiesen en una mejor eficiencia en los costes del sistema eléctrico español226.
229.
La CNE propuso varias medidas que se integraron en leyes y reglamentos. En relación con la retribución al Régimen Especial, la CNE propuso una serie de medidas a corto y mediano plazo227, siempre que se respetara el principio de rentabilidad razonable garantizado por la Ley228. Entre estas medidas, la Demandada menciona el incremento de la x en el índice de actualización de las tarifas y primas (IPC-X)229; la armonización de la prima de la tecnología solar termoeléctrica con respecto a su tarifa regulada, medida introducida en el RDL 2/2013; el establecimiento de "mecanismos competitivos de subastas" para la determinación de los subsidios a percibir por los productores a los que se les asigne la nueva capacidad, medida introducida en la Ley 24/2013 y el RD 413/2014. Finalmente, la Demandada precisó que la CNE apuntó al posible establecimiento de un mecanismo de remuneración basado en un sistema de costes regulados que ligaría la actualización de las tarifas y primas a la obtención, mantenimiento y revisión de un sistema de información regulatoria de costes de carácter auditable que permitiera realizar un seguimiento sistemático y regular aquellos costes afrontados por las empresas del sector230. El sistema de costes regulados es la base del actual sistema de remuneración introducido por el Real Decreto Ley 6/2013231 y que es objeto del presente arbitraje232.
230.
La Demandada precisa también que la Demandante conocía la jurisprudencia del Tribunal Supremo sobre las modificaciones del régimen de las energías renovables en España, puesto que dictó sentencias en dos asuntos que afectan a las 34 plantas objeto del presente arbitraje y que fueron interpuestos contra medidas adoptadas por España en su Real Decreto 1565/2010. En la primera sentencia del 24 de septiembre de 2012, es decir, un mes antes de la recolocación de activos por parte de ISOLUX en Isolux INBV, el Tribunal desestimó el recurso confirmando que los titulares de instalaciones fotovoltaicas carecen de un derecho adquirido a la inmodificabilidad de la tarifa233. En la sentencia del 15 de octubre de 2012, días antes de la alegada inversión de la Demandante, el Tribunal Supremo desestimó la demanda interpuesta por T-Solar y las 117 SPVs concluyendo también que no existía un derecho inmodificable a la percepción de una tarifa, ni existía un derecho a la congelación del régimen económico de los productores de energía renovable de fuente solar fotovoltaica234.
231.
En relación con la jurisprudencia del Tribunal Supremo, la Demandada contestó a la pregunta n°4 del Tribunal Arbitral precisando que las sentencias del Tribunal Supremo no son "precedentes" sino que tienen que considerarse como "hecho acreditado y relevante" junto con los demás hechos235. El Tribunal Arbitral no puede desconocer esta jurisprudencia que interpreta y complementa la normativa existente236. La importancia de esta jurisprudencia ha sido reconocida por tribunales arbitrales como en el caso Nuaman Soufraki c. United Arab Emirates237, o en el Caso Victor Pey Casado c. República de Chile238.
232.
La Demandada luego insistió sobre el conocimiento por la Demandante de las decisiones relevantes del Tribunal Supremo, o que tenía que conocer si hubiera realizado una Due Diligence legal. Al interponer ISOLUX la demanda ante el Tribunal Supremo, en mayo de 2011, sostuvo su criterio sobre el marco regulatorio aplicable a la hoy Demandante239. En este momento, ISOLUX hizo referencia a la Sentencia del Tribunal Supremo del 15 de diciembre de 2005 en la cual el Tribunal Supremo trató de los parámetros normativos de la retribución y donde afirmó que no existía ningún obstáculo legal para que el Gobierno modifique un concreto sistema de retribución siempre que se mantenga dentro del marco establecido por la LSE240. Igualmente, en cuanto al modelo retributivo no vinculado a un FIT, ISOLUX invocó lo establecido por la sentencia del Tribunal Supremo de 25 de octubre de 2006241. La Demandada notó que, sin embargo y de manera contradictoria, en el presente caso, Isolux INBV explicó que estas sentencias, eran irrelevantes en el momento de apreciar sus expectativas y el trato dado por el Reino de España a su supuesta inversión242. La Demandada también subrayó que el accionista minoritario de la Demandante, PSP también tuvo en cuenta la jurisprudencia del TS. Este exigió antes de realizar su inversión, conocer la evolución de los pleitos promovidos ante el Tribunal Supremo por ISOLUX en relación con los activos relacionados con este Arbitraje contra el RD 1565/2010, como lo demuestra la Disclosure Letter de 29 de junio de 2012243. También en el acuerdo de Accionistas de Isolux INBV de 29 de junio 2012, los accionistas tomaron en cuenta la Jurisprudencia del Tribunal Supremo del Reino de España244. Finalmente, la sociedad T-Solar, junto con las sociedades tenedoras de las Plantas fotovoltaicas, invocaron la jurisprudencia del Tribunal Supremo. Las Sociedades tenedoras, de forma plenamente coincidente con ISOLUX, configuraron sus expectativas conforme a la interpretación que hace el Tribunal Supremo de la LSE del 1997, en su Sentencia de 9 de diciembre de 2009245, y que Isolux INBV consideró nuevamente "irrelevante" en su Memorial de Réplica246.
233.
Desde el año 2005, el Tribunal Supremo estuvo aclarando los caracteres esenciales del Régimen Especial. La Demandada recordó los términos de las sentencias del 15 de diciembre de 2005247, y la del 3 de diciembre de 2009, donde el Tribunal Supremo en relación con el principio de rentabilidad razonable establecido en el Artículo 30.4 de la LSE de 1997, afirmó que "el régimen retributivo que analizamos no garantiza [...] a los titulares de instalaciones en régimen especial la intangibilidad de un determinado nivel de beneficios o ingresos por relación a los obtenidos en ejercicios pasados, ni la permanencia indefinida de las fórmulas utilizadas para fijar las primas. "248.
234.
La Demandada subrayó nuevamente que todas estas características las conocía la Demandante porque esa doctrina se estableció, como cosa juzgada, para GIC mediante la STS de 24 septiembre de 2012 (notificada el 27 de septiembre de 2012); y para el Grupo T-Solar y las sociedades tenedoras de las Plantas mediante la STS de 15 de octubre de 2012 (notificada el 23 de octubre de 2012)249.

e. Objeción jurisdiccional E: la falta de jurisdicción "ratione voluntatis" del Tribunal por haberse denegado a IIN la aplicación de la Parte III del TCE por concurrir las circunstancias del Artículo 17 TCE.

235.
El Artículo 17 TCE sobre la "No aplicación de la Parte III en determinadas circunstancias" dispone que:

"Cada Parte Contratante se reserva el derecho de denegar los beneficios de la presente Parte a:

1) cualquier entidad jurídica cuando ciudadanos o nacionales de un tercer país posean o controlen dicha entidad y cuando ésta no lleve a cabo actividades empresariales importantes en el territorio de la Parte Contratante en la que esté establecida, o

2) a una inversión, cuando la Parte Contratante que decida dicha denegación establezca que se trata de la inversión de un inversor de un tercer Estado con el cual, la Parte Contratante que decide la denegación:

a) no mantenga relaciones diplomáticas, o

b) adopte o mantenga disposiciones que:

i) prohíban las transacciones con los inversores de dicho Estado, o

ii) puedan resultar infringidas o soslayadas de concederse las ventajas de la presente Parte a los inversores de dicho Estado o a sus inversiones."

236.
La Demandada considera que la Cláusula de Denegación de Beneficios prevista en el Artículo 17 TCE antes citado no tiene un simple efecto prospectivo como lo alega la Demandante, sino que determina la falta de jurisdicción ratione voluntatis del Tribunal Arbitral para conocer de la presente disputa.
237.
Efectivamente, el Artículo 17 TCE tiene su fundamento en la propia dicción literal del Artículo 26 TCE. De acuerdo con el Artículo 26(1) las Partes al TCE acordaron solucionar mediante arbitraje las controversias relacionadas "al supuesto incumplimiento por parte de aquella de una obligación derivada de la Parte III". La Demandada considera que de acuerdo con la letra del Artículo 26(1), está exigiendo que la Parte III se aplique en su integridad. No basta que la obligación tenga su origen en lo señalado en los Artículos 10 a 15 TCE. Es necesario que dicha obligación siga existiendo tras la aplicación de la Parte III en su integridad, y en concreto, tras la aplicación del Artículo 17 TCE. La redacción del Artículo 17 TCE es plenamente coherente con las limitaciones al consentimiento establecidas en el Artículo 26 TCE, como lo señala su encabezado. Sí la Parte III del TCE no se aplica como consecuencia de la concurrencia de las circunstancias previstas en el Artículo 17 TCE, resulta evidente que no podrá existir una "obligación derivada de la Parte III". En consecuencia, si no existe una "obligación derivada de la Parte III", las Partes Contratantes no han dado su consentimiento al arbitraje al amparo del Artículo 26(1) TCE y el Tribunal Arbitral carecerá de jurisdicción "ratione voluntatis".250
238.
De acuerdo con la posición desarrollada por la Demandada, la Demandante reconoció la existencia de las circunstancias objetivas que establece el Artículo 17 TCE para la aplicación de la cláusula de Denegación de Beneficios: Isolux INBV está controlada por una empresa canadiense, es una sociedad holding sin actividad en los Países Bajos251. Además, en el Informe de Gestión Consolidado que se adjunta con las Cuentas Anuales Consolidadas de Isolux INBV de 2014, se señala que las cantidades pagadas por Isolux INBV en los Países-Bajos en concepto de impuesto sobre las ganancias en el ejercicio 2012 fue de cero dólares y que no se pagaron impuestos252.
239.
De tal forma que la Demandada decidió activar esta Cláusula y lo hizo a tiempo, en su Memorial de Contestación. Efectivamente, según la Demandada las circunstancias objetivas previstas en el Artículo 17(1) TCE tienen que concurrir a efectos de poder aplicar la Cláusula de Denegación de Beneficios en el momento en que se presenta la noticia de arbitraje, es decir cuando el inversor pretende hacer uso de sus derechos, y por lo tanto es que se le podrán denegar los mismos253. En el presente caso, la primera Noticia de arbitraje o " Trigger Letter " se recibió por el Reino de España el 13 de marzo de 2013 y la Demanda de arbitraje se sometió el 3 de octubre de 2013. La segunda Noticia de arbitraje fue enviada a la Demandada el 3 de octubre de 2013 y la Demanda de arbitraje correspondiente se presentó el 4 de junio de 2014254. Los eventos constitutivos de la disputa surgieron en el 2013. Sin embargo, a efectos de poder activar la Cláusula 17(1) TCE, el Reino de España tuvo que esperar hasta el 6 de junio de 2014, i.e. fecha en la que las cuentas anuales del primer ejercicio completo de Isolux INBV fueron depositadas en los Países Bajos, para conseguir información contable relevante sobre esta empresa255. En consecuencia, la Demandada hizo uso de la facultad que le confiere el Artículo 17 TCE en su Memorial de Contestación, de conformidad con los Artículos 5 y 24 del Reglamento SCC, que exigen que cualquier objeción a la jurisdicción del Tribunal Arbitral fuera presentada con el memorial de defensa o contestación256. La Demandada se refiere a casos arbitrales donde los tribunales reconocieron que la Cláusula de Denegación de Beneficios podía ser articulada con la contestación a la demanda, como el caso Ulysseas, Inc257, Empresa Eléctrica del Ecuador, Inc258, Guaracachi & Rurelec c. Bolivia259.
240.
En consecuencia, la Demandada considera que los términos en que están redactados los Artículos 17 y 26 TCE atribuyen jurisdicción a un Tribunal Arbitral para revisar si concurren en un concreto caso las circunstancias que posibilitan la aplicación del Artículo 17. Sin embargo, si el Tribunal Arbitral llegase a la conclusión que concurren las circunstancias del Artículo 17 TCE deberá determinar su falta de jurisdicción para conocer del asunto "ratione voluntatis"260. Aquella clausula no puede tener un simple efecto prospectivo como lo señala la Demandante261.

f. Objeción jurisdiccional F: la falta de jurisdicción del Tribunal para conocer de una supuesta vulneración por el Reino de España de obligaciones derivadas del Artículo 10(1) TCE mediante la introducción del IVPEE por la Ley 15/2012

241.
El Artículo 21 TCE excluye las medidas impositivas del ámbito del TCE, es decir "i) Las disposiciones sobre impuestos de la legislación nacional de la Parte Contratante (…) ", de tal forma que el apartado (1) del Artículo 10 TCE invocado por la Demandante no es aplicable a medidas impositivas adoptadas por las partes contratantes262. La Demandada considera que, en consecuencia, no ha prestado consentimiento para someter a arbitraje una controversia derivada de una medida impositiva como el Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica de la Ley 15/2012 (" IVPEE ")263.
242.
La Demandada considera que el IVPEE de la Ley 15/2012 es una "medida impositiva" en el sentido del Artículo 21(7) TCE, puesto que la Ley 15/2012 es parte de la legislación nacional del Reino de España y no cabe duda de que las disposiciones sobre el IVPEE contenidas en la Ley 15/2012 son disposiciones sobre impuestos, tanto desde el punto de vista del Derecho interno del Reino de España como del Derecho internacional264.
243.
De acuerdo con el Derecho interno del Reino de España, la Ley 15/2012 deja clara la naturaleza impositiva del IVPEE, ya que, éste tributo que grava la renta obtenida por los productores de energía eléctrica por la producción e incorporación al sistema eléctrico español de energía eléctrica proveniente de instalaciones de generación tanto renovables como convencionales265. El IVPEE tiene la naturaleza de impuesto directo sobre la renta, porque grava una renta que es una manifestación inmediata y directa de la capacidad económica de los productores266.Grava la renta bruta, lo que no es un obstáculo para la aplicación del TCE puesto que en su apartado (7)(b) del Artículo 21 TCE, no limita el concepto de impuesto sobre la renta a los impuestos sobre la renta neta267.
244.
Además, como prueba de su carácter impositivo, el IVPEE se registra contablemente como un gasto contable268. Lo confirmó también el Tribunal Constitucional español en su sentencia del 6 de noviembre de 2014, declarándolo además conforme a la Constitución española269.
245.
Si la Demandada considera que la naturaleza del IVPEE debería determinarse en función del derecho nacional270, subraya que en caso de que fuera el derecho internacional aplicable, éste también confirmaría el carácter impositivo de esta medida. En particular los tribunales arbitrales internacionales suelen acudir a distintos criterios para determinar si una medida es impositiva: (1) el impuesto se establece mediante ley, (2) esta ley impone una obligación sobre una clase de personas y (3) esta obligación supone el pago de dinero al Estado para fines públicos271. La Ley 15/2012 cumple con cada uno de estos requisitos. En relación con el tercer requisito, la Demandada precisa que el IVPEE es un ingreso que se incluye en los Presupuestos Generales del Estado español272.
246.
La Demandada también explica que el IVPEE es un impuesto de aplicación general, es decir, aplicable a todas las instalaciones de producción de energía eléctrica, tanto renovables como convencionales. La aplicación general del IVPEE es una opción legítima del Estado legislador, como ha reconocido el Tribunal Constitucional español, y guarda conexión con el carácter medioambiental del IVPEE273.
247.
La Demandada añade que la UE ha ratificado la naturaleza impositiva del IVPEE y su conformidad con el derecho de la UE, en el año 2013 cuando la Comisión Europea inició un procedimiento de solicitud de información al Reino de España a fin de verificar la adecuación del IVPEE al Derecho de la UE (procedimiento EU Pilot 5526/13/TAXU). La Comisión Europea ha cerrado dicho procedimiento al considerar que el IVPEE es conforme con el Derecho de la UE274.
248.
La Demandada concluye precisando que, en consecuencia, de acuerdo con el citado Artículo 21(7)(a)(i) TCE, el IVPEE es una medida impositiva a los efectos del Artículo 21 TCE y queda excluido del ámbito de aplicación del TCE (taxation carve-out). La Demandada precisa que los motivos de la exclusión del impuesto del ámbito del TCE, tiene que buscarse en consideraciones básicamente de índole económica275. La potestad para establecer impuestos es una de las principales prerrogativas de los Estados soberanos, lo que implica la voluntad de los Estados de no renunciar a su soberanía en materia impositiva salvo en instrumentos particulares. Además, de que esta materia ya está regulada por tratados bilaterales elaborados con el fin de evitar la doble imposición en materia de impuestos sobre la renta y el capital. Este tratado bilateral existe entre España y los Países-Bajos276.
249.
La Demandada responde directamente a los argumentos de la Demandante: quien considera que para determinar si una medida es impositiva hay que examinar su carácter bona fide y que en el presente caso el IVPEE no lo es puesto que i) el IVPEE se aplica a todos los productores de energía eléctrica, sin distinción entre tecnologías, ii) el IVPEE es supuestamente discriminatorio para los productores fotovoltaicos, los cuales no pueden repercutir el IVPEE a los consumidores y iii) el IVPEE supuestamente no se establece con la finalidad de recaudar ingresos para el Estado español sino con la finalidad de privar a los inversores en el sector fotovoltaico de parte de sus ingresos277.
250.
La Demandada primero destaca que el IVPEE es un impuesto de aplicación general que se aplica a todos los productores de energía eléctrica sin distinción de tecnología, lo cual resulta de una potestad legislativa y de la facultad que tiene el Estado, de conformidad con la Constitución española, de establecer tributos aplicando el principio de generalidad278. La Demandada recuerda que, en su sentencia del 6 de noviembre de 2014, el Tribunal Constitucional declaró constitucional el IVPEE279. Además, el hecho de que el IVPEE se aplique a todas las instalaciones de producción de energía eléctrica, cualquiera que sea la tecnología empleada, guarda conexión con el carácter medioambiental del impuesto280.
251.
Además, la Demandada precisa que el IVPEE no discrimina a los productores fotovoltaicos en materia de repercusión jurídica. No establece un tratamiento diferenciado según los productores y la Ley 15/2012 no permite la repercusión sobre los consumidores del IVPEE a ninguno de ellos. Desde el punto de vista económico tampoco es discriminatorio, ya que, el IVPEE es un coste que se retribuye a los productores renovables a través del régimen retributivo especifico regulado aplicable a éstos, por lo que se neutraliza el efecto del IVPEE sobre tales productores renovables281.
252.
Finalmente, la Demandada demuestra que no tiene ningún fundamento considerar que dicho impuesto persigue una finalidad ajena a la finalidad de obtener ingresos para el Estado282. Esta finalidad se sugiere en el preámbulo de la Ley 15/2012, y este tributo tiene como cualquier tributo " el fin primordial de obtener los ingresos necesarios para el sostenimiento de los gastos públicos "283.

g. Objeción jurisdiccional G: la inadmisibilidad de la reclamación sobre una supuesta vulneración por la Demandada de sus obligaciones derivadas del Artículo 13 TCE mediante la introducción del IVPEE por la Ley 15/2012, debido a la falta de sometimiento de la cuestión a las autoridades fiscales nacionales competentes como exige el Artículo 21(5)(b) TCE

253.
La Demandada considera que, si el Artículo 13 TCE es aplicable a los impuestos, contrariamente al Artículo 10(1) TCE, la reclamación relativa al supuesto carácter expropiatorio del IVPEE según el Artículo 13 TCE es inadmisible debido a que el sometimiento a las autoridades fiscales nacionales competentes de la cuestión relativa a si el IVPEE es expropiatorio por la Demandante, es obligatorio de acuerdo con el Artículo 21(5)(b) TCE284, contrariamente a lo que pretende la Demandante. La Demandada explica que el Derecho español prevé el procedimiento de sometimiento de la cuestión relativa a si el IVPEE es expropiatorio a las autoridades fiscales competentes, de acuerdo con el Artículo 96 de la Constitución española. El TCE es parte del ordenamiento jurídico español y puede ser invocado como tal ante las autoridades fiscales competentes285. Durante la Audiencia del mes de octubre de 2015, la Demandada señaló que la autoridad competente para conocer de éste recurso era la Dirección General de Tributos ("DGT")286.
254.
Sin embargo, en respuesta a dicha objeción jurisdiccional, la Demandante informó el Tribunal Arbitral, mediante carta del 16 de marzo de 2016, que había efectivamente presentado un escrito ante la DGT el 3 febrero de 2016 solicitando que se pronunciara sobre el carácter expropiatorio y discriminatorio del IVPEE. Lo anterior, de conformidad con el procedimiento al que alude el Artículo 21(5)(b) TCE y en los términos formulados en el mismo (6 meses), a la luz de las invocaciones e indicaciones presentadas por el Reino de España durante la Audiencia del mes de octubre 2016. La DGT emitió su informe el 29 de marzo de 2016.

2. La posición de la Demandante: el Tribunal Arbitral tiene jurisdicción

255.
La Demandante desarrollo sur argumentación demostrando primero que el Tribunal Arbitral tiene jurisdicción de conformidad con el Artículo 26(1) TCE (a), y luego que no existe ningún obstáculo a la admisibilidad de la demanda de Isolux INBV (b).

a. El Tribunal Arbitral tiene jurisdicción de conformidad con el Artículo 26(1) TCE

256.
La Demandante considera que el Artículo 26(1) establece tres requisitos para que un Tribunal Arbitral sea competente: (i) la diversidad de territorio, (ii) la diversidad de nacionalidad y (iii) la existencia de una inversión.

i. La diversidad de territorio entre el inversor y el territorio en el que se hizo la inversión

257.
La Demandante explica que el Artículo 26(1) exige una diversidad entre el territorio en el que se encuentra la inversión y aquel del que es nacional el inversor. En el presente caso aquellos dos territorios son España y los Países Bajos, que son ambos contratantes del TCE287.
258.
La Unión Europea es también parte contratante del TCE y como sujeto del TCE puede ser demandada en un arbitraje internacional. Sin embargo, no es parte del presente arbitraje, ya que, es el Reino de España quien ha vulnerado las protecciones acordadas por el TCE a Isolux INBV288.
259.
La Demandante insiste en que aquella disputa no tiene ninguna relación con el derecho de la UE puesto que los derechos invocados por la Demandante no tienen que ver con la libre circulación y de establecimiento designado como el mercado interior, sino que la Demandante pide reparación por violaciones de la Parte III del TCE289. La Demandada ha vulnerado los estándares protegidos en el Artículo 10 (Trato Justo y Equitativo) y el Artículo 13 (Expropiación) del TCE, el cual es un instrumento de Derecho internacional y no de derecho de la UE290. La Demandante se refiere a la sentencia Electrabel c. Hungría, donde al momento de rechazar la objeción ‘intra UE' del Estado demandado, el tribunal precisó: " the Claimant here makes no complaint against the European Union or the European Commission; [...] and its claims are not made under EU law.291
260.
Sobre la protección "específica y preferente" concedida por el derecho de la UE a cualquiera concedida por el TCE y los TBIs, la Demandante constata que la Demandada no demuestra el carácter preferente del derecho de la UE sobre el TCE lo cual es una ficción292. Además, los derechos de la UE no solamente son compatibles, sino que deben presumirse compatibles, como se desprende del prefacio del TCE293. Más allá de ser compatibles, las disposiciones del TCE confieren, según la posición de la Demandante, una protección reforzada que el Derecho de la UE no brinda294.
261.
En particular la Demandante nota que los Artículos 1(2), 1(3) y 1(10) TCE no sugieren momento que el derecho de la UE se aplique de forma "preferente" respecto del TCE. El Artículo 36(7) TCE carece de cualquier relación con el presente arbitraje al tratar los derechos de voto de las partes contratantes. La Demandada hizo una interpretación errónea del Artículo 16 TCE que regula la relación entre el TCE y otros acuerdos de inversión, el cual no consagra la supuesta primacía del Derecho de la UE sino un principio de favorabilidad del TCE respecto a tratados internacionales anteriores o posteriores que celebren entre si las partes contratantes del TCE295, sobre todo cuando las disposiciones del TCE son más favorables para los inversores o la inversión296. La Demandada parece admitirlo de forma tácita al centrarse sobre la aplicación del mecanismo de favorabilidad, alegando que la aplicación del derecho de la UE sería más favorable que el TCE. La Demandante considera esta posición irrelevante en la medida en que el TCE otorga a inversores privados derechos directos en aspectos sustantivos y procedimentales no cubiertos por el Derecho de la UE y que son violaciones de estándares propios del derecho internacional las que alega esta Parte y no de la UE297, i.e. (i) condiciones estables y transparentes para la realización de su inversión; (ii) trato justo y equitativo; (iii) protección y seguridad completa de su inversión; (iv) protección frente a medidas exorbitantes; y (v) protección frente a medidas expropiatorias.
262.
La protección de aquellos derechos se ve reforzada por el mecanismo de resolución de controversias del Artículo 26 TCE. Al respecto la Demandante considera sin fundamento la alegación de la Demandada según la cual las disposiciones del Artículo 26 TCE impiden el arbitraje entre un inversor intra-UE y un Estado miembro de la UE298. El Artículo 344 del TFUE invocado por la Demandada es también irrelevante a efectos del presente arbitraje porque únicamente aplica a controversias entre Estados y no a controversias inversor-Estado, y solo concierne la interpretación de Tratados de la UE, y no de otros tratados de derecho internacional como el TCE299. El Dictamen 1/91 del TJUE al que la Demandada se refiere tampoco guarda relación con el presente arbitraje300. Finalmente, tampoco del contexto y finalidad del TCE se desprende, contrariamente a lo alegado por la Demandada, alguna primacía del sistema UE sobre el TCE o la imposibilidad de resolver mediante arbitraje controversias entre inversor intra-UE y un Estado miembro de la UE301.
263.
La Demandante alega que no existe una cláusula de desconexión en el TCE lo que supone que un conflicto derivado de una controversia intra- UE ha de resolverse a través del arbitraje y no a través de los mecanismos judiciales establecidos por el derecho de la UE, contrariamente a lo defendido por la Demandada y la Comisión Europea302.
264.
La Demandante afirma primero que el Artículo 25 TCE no constituye una cláusula de desconexión expresa. La Demandante no comparte la afirmación de la Demandada según la cual el TCE reconoce a través de este Artículo un sistema "integral" de promoción y protección de las inversiones intra-UE mientras éste se limita a circunscribir la extensión del efecto del trato de nación más favorecida entre partes contratantes que son partes de "Acuerdos de Integración Económica" y aquellas que no lo son. Tampoco se puede hablar de un sistema integral cuando el TCE otorga a inversores privados derechos directos en aspectos sustantivos y procedimientos, no cubiertos por el Derecho de la UE303.
265.
En segundo lugar, el TCE no contiene, según lo alega la Demandante, una cláusula de desconexión implícita puesto que dicha excepción no puede quedar sino expresamente consagrada, al constituir una excepción al principio pacta sunt servanda. La Demandada no puede referirse al laudo Mox Plant 304 ni al Artículo 344 del TFUE, ya que, tanto el uno como el otro se refieren a controversias entre Estados y no a controversias inversor-Estado y no pueden justificar el argumento de excepción intra UE presentado por España. Este análisis está confirmado por el caso EURAM c. La República de Eslovaquia305 en el cual el tribunal concluyó que " Concerning arbitration between one Member State and nationals of another Member State - which is the situation encountered in the present case - it is the view of the Tribunal that it does not come under Article 292 of the EC Treaty (now Article 344 TFEU) and is therefore perfectly compatible with EU law."306
266.
En tercer lugar, la Demandante argumenta que las propias Partes Contratantes del TCE fueron conscientes de la posibilidad de establecer excepciones a la aplicación del TCE y utilizaron esta posibilidad, pero no respecto de los Tratados de la Unión Europea307. Los argumentos contrarios de la Demandada y de la Comisión Europea quedan desacreditados por el Anexo 2 del Acta Final de la Conferencia sobre la Carta Europea de la Energía308 donde se pone en evidencia que las Partes Contratantes del TCE sí llegaron a pactar mecanismos explícitos de desconexión con respecto de ciertos instrumentos de Derecho internacional tales como el Tratado relativo a Sptisbergen de 9 de febrero de 1920309.
267.
La Demandante considera que la posición de la Demandada contradice la jurisprudencia arbitral, particularmente al apoyarse en el caso Electrabel S.A c. La República de Hungría,310 para argumentar que el "Artículo 26 del TCE impide el arbitraje entre un inversor intra UE y un Estado miembro de la UE ".311 La Demandante constata que ésta conclusión del tribunal se halla en una sección del laudo en el que el Tribunal Arbitral, tras haber constatado en realidad la compatibilidad entre el derecho de la UE y el TCE estudia " as a courtesy " la hipótesis de que no lo fueran312. También está sacada de contexto la frase en la que se apoya la Demandante para afirmar que el único arbitraje posible es entre un Estado miembro de la UE y un inversor proveniente de un Estado no-miembro de la UE, en la medida en que el tribunal solamente reconoció que la Comisión Europea al firmar el TCE " accepted the possibility of international arbitration under ECT " en el referido caso sin afirmar que un arbitraje entre Estado miembro e inversor no proveniente de la UE fuera el único posible313. Finalmente, la Demandante no acepta la afirmación de la Demandada según la cual los casos presentados por la Demandante relativos a TBIs no son relevantes al involucrar tratados de inversión firmados antes de la accesión de aquellos Estados a la UE314. La Demandante se había referido a los casos Eureko,315Electrabel,316Jan Oostergetel317 y Eastern Sugar,318 donde surgió la pregunta de si el mecanismo arbitral estipulado en un tratado de inversión debía ceder ante mecanismos de resolución de disputa europeos. En todos ellos se confirmó la aplicabilidad del mecanismo previsto en el tratado de inversión. La circunstancia de que aquellos tratados fueron firmados antes de la entrada de los Estados involucrados antes de su entrada en la UE carece de trascendencia, ya que, el Art. 26 TCE es el mismo para todas las Partes Contratantes de éste instrumento, como lo recalcó uno de los autores citados por España319:

[...] the ECT does not contain any limitations regarding its applicability among the ‘old' EU Member States. This ‘original intra-EU' element has not yet come into play.

268.
Tampoco es aceptable, según la Demandante, la petición de suspensión del procedimiento de la Comisión Europea porque el presente arbitraje no concierne una ayuda de Estado ni una vulneración del Derecho comunitario. Esta solicitud solamente se justifica por la actitud adversa de la Comisión Europea frente a la posibilidad de que el TCE genere controversias intra UE, y ni siquiera ha sido objeto de una petición formulada expresamente por la Demandada320. La Comisión Europea interviene solamente como amicus curiae. La decisión adoptada por el TJUE en el asunto Elcogas, a la que se refiere la Demandada, tiene un contexto fáctico que dista del presente caso y de acuerdo con la Demandante no se puede hacer ninguna analogía con este caso. En este caso la empresa Elcogas fue la única empresa a disfrutar de un régimen de financiación particular en virtud de un mecanismo de compensación de sobrecostos del sistema. Este régimen de financiación individual no tiene ninguna relación con el Régimen Especial de FIT a largo plazo, como en el presente caso. Tampoco las decisiones de la Comisión Europea tomadas en el asunto Micula c. Rumania pueden justificar alguna suspensión del procedimiento al tener un contexto fáctico muy distinto321.

ii. Se cumple el criterio de diversidad de nacionalidad (Artículo 1(7) del TCE)

269.
La Demandante considera que de acuerdo con el Artículo 1(7) del TCE, el criterio de constitución de una sociedad con arreglo a la legislación aplicable es el único criterio que permite calificar de inversor a una persona jurídica. Cuando la Demandada alega que el TCE exige la existencia de una empresa u otra organización " como conjunto organizado de medios materiales y humanos dirigidos a un fin económico " añade un requisito que no existe. No aporta ninguna referencia jurisprudencial o doctrinal para justificar su posición en relación con el TCE322.
270.
Si el Tribunal considerase que la tesis de la Demandada fuera válida, Isolux INBV aparecería como una verdadera "empresa" y "organización". Lo confirman los anexos producidos por la Demandada, como el Anexo R-173 sobre la definición de "empresa" y de "organización" por el diccionario de la Real Academia de la Lengua Española323.
271.
El Reino de España solicita el levantamiento del velo societario, pero no justifica su solicitud. Al contrario, la jurisprudencia arbitral ha contemplada que cuando se aplica el TCE, se contempla como criterio el de la constitución con arreglo a la legislación aplicable y que no procede llevar a cabo el levantamiento del velo societario. En los casos Saluka c. República Checa, y en Tokios Tokeles c. Ucrania, los tribunales rechazaron el levantamiento del velo. En particular, en el caso Saluka c. República Checa, el tribunal consideró que " The Tribunal cannot in effect impose upon the parties a definition of "investor" other than that which they themselves agreed. That agreed definition required only that the claimant-investor should be constituted under the laws of (in the present case) The Netherlands, and it is not open to the Tribunal to add other requirements which the parties could themselves have added but which they omitted to add. "324 El velo societario puede levantarse en circunstancias especiales que no existen en el presente caso, como por ejemplo la existencia de fraude o la necesidad de proteger a terceros. Así lo explicó el tribunal en Tokios Tokelés apoyándose en el asunto Barcelona Traction325. La Demandante también se refiere al caso Tokios Tokelés y procede a una aplicación inapropiada del laudo Venoklim c. Venezuela. Contrariamente a lo que pretende la Demandada, en el caso Tokios Tokelés, el tribunal tomó en consideración la fecha de la inversión y la fecha de inicio de la disputa solamente para efectos de concluir que no hubo forum shopping. En relación con el caso Venoklim c. Venezuela, la Demandante pone de relieve que el extracto citado por España únicamente subraya la importancia de la diversidad de nacionalidad, como también lo hace el voto particular en Tokios Tokeles, lo cual no está en tela de juicio. Además, en el caso Venoklim se aplica la Ley de Inversiones de Venezuela que requiere en su Artículo 3 que se examine más allá de la incorporación o constitución de la sociedad, la naturaleza e identidad de quien controla la inversión, lo que no es el caso en absoluto en el presente arbitraje326.

iii. La Demandante hizo una inversión de acuerdo con el Artículo 1(6) TCE

272.
Según lo alegado por la Demandante, la inversión de Isolux INBV está conformada por su participación indirecta en la sociedad Grupo T Solar Global S.A. y los rendimientos indirectos que percibe a través de Grupo T-Solar Global, S.A.. Esta situación responde a las condiciones del Artículo 1(6) TCE requeridas para que se pueda caracterizar una inversión.
273.
Sin embargo, la Demandante estima que la Demandada intenta otra vez añadir condiciones al texto del Artículo 1(6) TCE al exigir que exista una inversión " en sentido objetivo u ordinario " acudiendo al concepto de inversión del Artículo 25 del CIADI327. Esta definición objetiva de la noción de inversión es la definición desarrollada por la jurisprudencia arbitral para solucionar la ausencia de definición del Artículo 25 del CIADI. La Demandada no puede referirse a esta definición ya que el Artículo 1(6) TCE, contrariamente al Artículo 25 del CIADI, define el concepto de inversión de manera autosuficiente y debe interpretarse subjetivamente328. Esta posición ha sido confirmada por tribunales arbitrales. La Demandante considera que el Artículo de la Sra. Baltag329 en el que se refiere el Reino de España para reforzar su interpretación del Artículo 1(6) TCE es totalmente marginal330.
274.
La Demandante explicó en su Memorial de Réplica que los casos Saba Flakes, Alpha Projektholding, Toto Construzioni, KT Asia y Pantechniki giraban en torno al Artículo 25 del Convenio CIADI y que por consiguiente la Demandada no podía transponerlos al Art. 1(6) TCE.331 En relación con el caso Romak c. Uzbekistan donde el TBI se limitaba a listar "assets", la Demandante pone de relieve que tampoco se puede comparar esté texto con el del Artículo 1(6) TCE332.
275.
La Demandante considera que la Demandada intentó distorsionar la jurisprudencia que ella aportó, en particular en el caso Anatolie Stati c. la República de Kazajistán, al pretender que el criterio de aportación económica fue aplicado por el Tribunal Arbitral como " elemento fundamental " de la inversión.333 Sin embargo, la Demandante pone de relieve que el Tribunal Arbitral rechazó explícitamente la aplicación de cualquier definición de inversión elaborada en el contexto del Convenio CIADI.334 Igualmente, en los casos Yukos, el Tribunal Arbitral decidió expresamente que el Art. 1(6) TCE engloba " nominal or record ownership " de acciones, por lo que no estimó necesario que hubiese aportación de capital.335
276.
Finalmente, la Demandante considera que la interpretación de la Demandada del propósito y contexto del TCE no apoyan su tesis. Primero, la Demandante considera que ninguna de estas interpretaciones es necesaria debido a la claridad de los términos del Artículo 1(6) TCE336.
277.
La Demandante nota que la primera interpretación del Artículo 1(6) TCE hecha por el Reino de España, a la luz del propósito y la finalidad del TCE, se limita a constatar, que el objeto del TCE es " fomentar el flujo internacional de inversiones "337lo que supone necesariamente la existencia de una contribución económica. La Demandada considera que esta conclusión carece de lógica.
278.
La Demandada considera que la Demandante no puede ilustrar esta primera interpretación con el caso Caratube c. Uzbekistán338 puesto que el TBI en este caso, que tenía como simple objetivo fomentar flujos de capital, no tiene el mismo objetivo que el TCE. Además, el Tribunal Arbitral en Caratube no exigió la aplicación de una definición objetiva de inversión, sino la existencia de una contribución. Así, los árbitros en Caratube únicamente requirieron la aplicación de uno de los componentes de la definición objetiva de la inversión —no todos ellos.
279.
La segunda interpretación del Art. 1(6) TCE por el Reino de España concierne al contexto del TCE, lo cual justificaría un supuesto requisito de "contribución económica", en particular con (i) los Artículos 8 y 9 TCE339 y (ii) la Parte III del TCE.340 Sin embargo, de acuerdo con la Demandante, los Artículos 8 y 9 no se encuentran en la parte relativa a la inversión. En cuanto a la Parte III, el Reino de España se conforma con subrayar que los Artículos 10, 11, 13 y 14 mencionan la "realización de inversiones".341 No se entiende el supuesto nexo lógico entre ésta constatación y la teoría de que se deba aplicar (quod non) una definición objetiva del concepto de inversión342.
280.
La Demandante sostiene que la inversión de Isolux INBV reúne las condiciones de la definición "objetiva", en caso de que el Tribunal Arbitral considerase que esta definición fuera aplicable. La definición propuesta por la Demandante es más flexible que la definición utilizada por la Demandada que considera que es necesario que el inversor transfiera capital o propiedad, o que inyecte capital extranjero343. La Demandante se refiere en su Memorial de Réplica al caso Petrobart c. Kirguistan en el que el tribunal confirmó que el contrato de compraventa en cuestión constituía una inversión independientemente de que no involucraba " any transfer of money or property as capital in the business in the Kyrgyz Republic".344 En el caso OI European Group B.V. c. Venezuela también el tribunal tomó en cuenta las aportaciones dinerarias realizadas por sociedades del grupo o estimó que la gestión de las sociedades locales en las que la demandante ostentaba una participación constituían un aporte en industria345.
281.
La Demandante describió la estructura corporativa de Isolux INBV y la naturaleza de su inversión, demostrando que había realizado una contribución, en particular en los parágrafos 174 a 187 de su Memorial de Réplica346. Resulta de aquellos parágrafos que la Demandada hizo una presentación simplista del Acuerdo de Inversión. El objeto de Éste Acuerdo consiste en estructurar la actividad de Isolux INBV y diseñar las modalidades de participación de varias sociedades en Isolux INBV. La Demandante precisa que el propósito del Acuerdo de Inversión en relación con esta sociedad era encargarle la gestión y el desarrollo del negocio, es decir de T-Solar. Para ello, se preveía la entrada en el capital de Isolux INBV de PSP, el inversor canadiense. El Acuerdo de Inversión condicionaba la participación de PSP a la transmisión de la participación en el sector fotovoltaico español a IIN, y a la restructuración de su estructura corporativa.347 A raíz de la restructuración, PSP entró en el capital de Isolux INBV con una participación del 19.23% (mientras que GIC controlaba el 80.77%).348 En segundo lugar, respecto de GIC, el Acuerdo de Inversión también preveía que esta sociedad efectuase un aporte dinerario a Isolux INBV, por un valor de EUR 100 millones.349 No es cierta la afirmación de la Demandada de que GIC no efectuó más que una "desinversión". Para la Demandante, queda claro que Isolux INBV ostenta una participación indirecta en T-Solar, que a su vez ejerce una actividad económica en el sector de la energía fotovoltaica; gestiona y promueve dicha actividad y no ha vaciado de sus beneficios las sociedades en las que ostenta participaciones. Con base en lo anterior, IIN ha hecho una contribución y, además, dicha contribución tiene un componente de riesgo ya que contempla una permanencia y duración que per se implican un riesgo mayor que el de, por ejemplo, un simple contrato de compraventa.
282.
En la medida en que el Reino de España no ha contestado (i) ni a la mencionada explicación de la noción de contribución (ii) ni a la correspondiente caracterización de la Inversión de IIN como contribución, la Demandante considera que la Demandada las acepta350.
283.
Además, Isolux INBV asume el riesgo vinculado a su contribución y demostró en su Memorial de Réplica que su contribución contiene componentes de permanencia y duración, y por lo tanto, per se, implica riesgo351. La Demandante considera que el hecho de que los accionistas estén implicados en decisiones corporativas es algo muy normal y no conlleva que sean los accionistas quienes asuman el riesgo intrínseco al negocio de la empresa, de tal forma que las afirmaciones de la Demandada, si fueran ciertas, no afectarían la constatación de que la Demandante asume el riesgo de su Inversión352.
284.
La Demandante no comparte la posición de la Demandada que afirma que el concepto de posesión indirecta se refiere al último poseedor de la cadena societaria. Los precedentes que utiliza la Demandada no establecen que sea necesario acudir al último eslabón de la cadena, puesto que, en los casos utilizados por la Demandada, la demandante en el arbitraje era el poseedor último, y los tribunales arbitrales no hicieron más que reconocer que efectivamente ostentaban una inversión353. En relación con la referencia de la Demandada a los Trabajos Preparatorios del TCE, el Anexo R-186 se presentó incompleto y no permite a la Demandante debatir sobre su contenido. Sin embargo, demostraría según la Demandante, quelos extractos no revelan que el Sub-Grupo Legal se hubiese planteado la definición de posesión indirecta como "la posesión del último eslabón de la cadena corporativa"354 sino que al revés se extendería a la " ownership through shares or other interests in a company or Enterprise which directly or indirectly owns [...]" (énfasis añadido).355

iv. No hubo forum shopping

285.
La Demandante también demostró que, en el momento en que realizó su inversión en el Reino de España, la presente disputa no solamente no había surgido, sino que tampoco era previsible. Consecuentemente, la acusación del Reino de España es improcedente.356
286.
La Demandante precisa que la inversión de IIN se realizó el 29 de octubre de 2012 cuando adquirió 65,434,220 acciones nominativas (equivalentes al 58.8632% del capital social) de T-Solar.357 El 24 de julio de 2013 IIN adquirió otras 32,813,861 acciones nominativas (equivalentes al 28.5051% del capital social) de T-Solar. Sin embargo, la decisión de efectuar la inversión fue tomada el 29 de junio de 2012, con la firma del Acuerdo de Inversión que dio forma a la futura adquisición por parte de Isolux INBV de su participación en T-Solar.358
287.
La Demandante argumenta que la fecha en la que el inversor planificó hacer su inversión es la fecha relevante para determinar la previsibilidad de una medida o controversia. Para justificar dicha afirmación, la Demandante se apoya en el asunto Aguas del Tunari c. Bolivia, donde los árbitros determinaron que era preciso tomar en consideración no solo cuándo la inversión tuvo lugar, sino, en qué momento el inversor planificó llevar a cabo su operación.359 El tribunal en Tidewater c. Venezuela llegó a la misma conclusión.360 Según la Demandante, la Demandada nunca ha controvertido ésta jurisprudencia y se trata entonces de un asunto pacífico entre las Partes361.
288.
El Tribunal tienen que considerar dicha fecha para apreciar la previsibilidad de la medida y la existencia de un abuso de proceso, y en particular, la Demandada tiene la carga de demostrar que la transacción era fraudulenta por carecer de contenido mercantil362. El caso de abuso de conflicto tiene que demostrarse respecto del conflicto al momento de la inversión y en las circunstancias en las que se encontraba el inversionista. Tiene que existir una muy alta probabilidad de conflicto y no simplemente un posible conflicto363. Respecto a las medidas, la jurisprudencia arbitral impone un requisito de razonabilidad, es decir, que las medidas deben de ser razonablemente previsibles en el momento en que se realice la inversión364.
289.
La Demandante también alega que los elementos invocados por el Reino de España no superan el umbral de previsibilidad fijado por la jurisprudencia. Fue la decisión del tribunal en el caso Tidewater c. Venezuela365 y de los árbitros en Pacific Rim c. El Salvador donde confirmaron su jurisdicción y afirmaron, como lo cita la Demandada, que:366

In the Tribunal's view, the dividing-line occurs when the relevant party can see an actual dispute or can foresee a specific future dispute as a very high probability and not merely as a possible controversy. In the Tribunal's view, before that dividingline is reached, there will be ordinarily no abuse of process; but after that dividingline is passed, there ordinarily will be. (Énfasis añadido por la Demandante)

290.
En el asunto Lao Holding c. Laos, igualmente citado por la Demandada,367 el Tribunal se refirió a la noción de " highly probable ", en referencia al grado de previsibilidad del conflicto.368 Resultó que las medidas eran imprevisibles.
291.
La Demandante precisa en los parágrafos 241 y siguientes de su Memorial de Réplica que no existía el conflicto y ni era previsible cuando Isolux INBV realizó su inversión. Tanto la fecha en que se planificó y tomó la decisión de llevar a cabo la inversión (29 de junio de 2012) como la fecha en que efectivamente tuvo lugar la inversión (29 de octubre de 2012) son anteriores al 27 de diciembre de 2012, cuando se adoptó la Ley 15/2012. Pretende que en el momento de su inversión ni el Reino de España había dictado las medidas que han dado origen al presente arbitraje ni, mucho menos, podía existir el conflicto que ellas generaron. Los elementos presentados por la Demandada como anunciadores de la reforma del sector energético son además puramente generales, incluso extraídos de discursos de campañas electorales, y simplemente anuncian que se necesitarán reformas debido al déficit tarifario o que existen dificultades en el sector de la energía.369 Ninguno de estos elementos cumple con los tests de "muy alta probabilidad" y de "previsibilidad razonable"370.
292.
El Informe 2/2012 de la CNE incorporaba una lista de posibles reformas del sector energético y todo apuntaba, según la Demandante, a que dicha reforma no afectaría de manera significativa el sector de la energía solar fotovoltaica, y el Informe no incluía las medidas objeto de este arbitraje371. En conclusión, el propio regulador de España, tres meses antes del 29 de junio de 2016, no había anunciado medidas en este sentido y adoptó una serie de medidas para tratar de conseguir los objetivos del déficit de forma inmediata a partir del 2013, totalmente alejadas a las propuestas de la CNE372.
293.
Tampoco en el Discurso de Investidura del Presidente del Gobierno de 19 de diciembre de 2011 existen palabras que permitan deducir que el desmantelamiento del Régimen Especial por la Demandante era " razonablemente previsibles " y de la " muy alta probabilidad " de que surgiera una controversia entre la Demandante y el Reino de España373.
294.
En relación con el RDL 1/2012 de 27 de enero de 2012, la Demandante no considera que dicho Decreto contiene una advertencia de la posterior revocación del FIT, ya que, a través de este Decreto el Reino de España decidió no admitir nuevas instalaciones PV al Régimen Especial y no afectaba las instalaciones existentes374.
295.
Tampoco el texto del Programa Nacional de Reformas 2012, aprobado en el Consejo de Ministros de 27 de abril de 2012, puede interpretarse como una derogación del FIT " razonablemente previsible " o que ocurriría con " muy alta probabilidad "375.
296.
La Demandante finalmente concluye afirmando que antes del 29 de junio de 2012, ninguna en las afirmaciones del Reino de España permite alegar la previsibilidad de las medidas objetos del presente arbitraje.
297.
La Demandante reconoce que con posterioridad al 29 de junio de 2012 (pero antes del 29 de octubre de 2012) comenzó la tramitación del proyecto de ley de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, que se convertiría en la Ley 15/2012 de 27 de diciembre, y que consagraría el Impuesto.376 También reconoce que el sector PV hizo eco del proyecto de ley y transmitió su preocupación al ejecutivo español.377 Sin embargo estas circunstancias son irrelevantes, porque son posteriores al 29 de junio de 2012, y porque solo atañe al Impuesto. Es decir, en ningún caso puede considerarse un "aviso" de las demás medidas: (i) la desnaturalización del sistema de revisión del FIT y, posteriormente, (ii) la supresión del FIT y (iii) la supresión del Régimen Especial378.
298.
Posteriormente al 29 de julio de 2012, la Demandante se refiere a la carta enviada en julio de 2012 por el Presidente de Isolux379 en que se hace mención a " filtraciones " de medios de comunicación según las cuales el Gobierno " está considerando " adoptar medidas impositivas " de un 10% o incluso más ".380 La Demandante precisa que ésta carta no permite sustentar que existía previsibilidad alguna por cuanto se refiere al tipo de medidas que serían adoptadas, su extensión y el momento en que se adoptaron. Además, el Gobierno nunca contestó a esta carta.
299.
En relación con la alegación de la Demandada según la cual es necesario analizar el contenido y el fundamento de la transacción que da origen a la inversión para poder detectar si ha habido forum shopping, criterio que fue identificado por los tribunales arbitrales de Phoenix y de Lao Holdings. La Demandante, en su Memorial de Duplica, demostró la irrelevancia de estos casos381. En relación con la gran mayoría de las sentencias en las que se apoya la Demandada382 (entre las que se encuentran la sentencia de 12 de abril de 2012, así como la del 24 de septiembre y la del 15 de octubre), la Demandante recuerda que el Tribunal Supremo desestimó los recursos y afirmó que " El Gobierno que fija inicialmente los estímulos o incentivos con cargo a toda la sociedad (pues son en definitiva los consumidores quienes los satisfacen) puede posteriormente, ante las nuevas circunstancias, establecer ajustes o correcciones de modo que la asunción pública de los costes se atempere hasta niveles que, respetando unos mínimos de rentabilidad para las inversiones ya hechas, moderen las retribuciones "finales "383. Las modificaciones anteriores no alteraban los principios básicos de retribución. Sin embargo, las medidas objeto de éste arbitraje no constituyen "ajustes" sino que eliminan por completo el sistema de tarifas384. Finalmente, la Demandante precisa que tampoco se podía prever a la luz de la jurisprudencia del Tribunal Supremo que el cambio regulatorio iba a tener efectos retroactivos385.
300.
En todo caso, respecto a las sentencias del Tribunal Supremo, la Demandante recuerda que el TCE no requiere a este Tribunal Arbitral tener en cuenta el Derecho interno del país receptor de la inversión para la resolución de la disputa. La Demandada no ha aportado doctrina, jurisprudencia arbitral, ni argumento contrario386. Las Sentencias del Tribunal Supremo pueden tener relevancia como cuestión de hecho, pero no como cuestión de derecho387.
301.
La Demandada también fundamenta su argumento sobre el laudo en el caso Mobil Corporation c. Venezuela de manera errónea, ya que, según la Demandante, en el caso Mobil Corporation no se exige que se tomen en cuenta el contenido y el fundamento de la transacción, sino que se aboga por no aplicar discrecionalmente los criterios utilizados en otros casos. Es decir, Mobil Corporation aboga por lo contrario de lo que sostiene el Reino de España en el presente arbitraje388.
302.
Los argumentos relacionados con el caso Phoenix tampoco pueden ser relevantes porque no era de aplicación el TCE389.

b. No existe obstáculo a la admisibilidad de la Demanda

i. La Demandada no puede aplicar el Artículo 17 TCE retroactivamente

303.
La Demandante considera que la Demandada no puede acudir a la Cláusula de Denegación de Beneficios del Artículo 17 TCE porque no ha cumplido con las condiciones de notificación básicas de su intención de denegar los beneficios del TCE a la Demandante. La Demandada no podía invocar esta cláusula en el momento de presentar su Memorial de Contestación, ya que, en el TCE, ésta cláusula no entra en el ámbito de las objeciones a la jurisdicción del Tribunal, sino que tiene que ver con la admisibilidad de la Demanda. De tal forma que la Demandante no ha activado a tiempo ésta cláusula.
304.
La Demandante precisa que en el caso del TCE, la denegación de beneficios está limitada a la Parte III del TCE. La Parte III no incluye el Artículo. 26 TCE relativo a jurisdicción. Por consiguiente, el Artículo 17 TCE no puede afectar la jurisdicción del Tribunal Arbitral.
305.
El Reino de España alega que el Artículo 17 TCE incide en la jurisdicción ratione voluntatis del Tribunal Arbitral porque el Artículo 26 TCE, relativo a jurisdicción, establece que la controversia ha de ser " respecto al supuesto incumplimiento […] de una obligación de la Parte III " del TCE.390 Según la Demandante, el argumento del Reino de España no es serio y resulta obvio que esta condición se refiere a la competencia ratione materiae del Tribunal Arbitral que tiene que ver con el fondo, y no a su jurisdicción ratione voluntatis. En realidad, el Reino de España incurre en una doble confusión: (i) entre jurisdicción y admisibilidad y (ii) entre jurisdicción ratione materiae y ratione voluntatis391.
306.
La Demandante no procedió a la notificación de su intención de activar el Artículo 17 del TCE, misma que debe ser anterior al inicio del arbitraje. La Demandante considera que el Artículo 5 del Reglamento SCC, invocado por la Demandada, no impide la presentación de alegaciones o notificaciones por parte de la Demandada antes del Memorial de Contestación, y que, en el presente caso, no es aplicable, ya que, se aplica el TCE y el Artículo 17 TCE no constituye una objeción a la jurisdicción. La Demandante no se refiere a casos arbitrales donde se aplicó el TCE. Se refiere a los casos Ulysseas, Inc. c. Ecuador y EMELEC c. Ecuador y Guaracachi392, los tribunales arbitrales en ambos casos aplicaron el modelo de TBI de los Estados Unidos donde la activación de la cláusula de denegación de beneficios era una cuestión jurisdiccional, y no de fondo.393 Los tribunales en dichos casos concluyeron que la notificación de la denegación de beneficios podía intervenir conjuntamente con las demás objeciones jurisdiccionales.
307.
Sin embargo, en casos arbitrales donde se aplicó el TCE, ningún tribunal consagró la solución alegada por la Demandada. La Demandante subraya que en Liman Caspian Oil, el Tribunal Arbitral constató que la notificación de la denegación de beneficios por parte del Estado receptor se produjo un año después de la presentación de la solicitud de arbitraje, y concluyó que la notificación había sido tardía.394 El Tribunal Arbitral en Ascom c. Kazajistán también consideró que, para activar la denegación de beneficios del Art. 17 TCE, la notificación de dicha denegación debía ser anterior al inicio de la controversia395.
308.
En el presente caso, la Demandante considera que la Demandada disponía de toda la información necesaria para activar a tiempo el Artículo 17 TCE, es decir, de las cuentas anuales de Isolux IIN en el momento de la introducción de "Trigger Letters" en el 2013 y en el momento de la introducción el 10 de junio de 2014 de la Demanda de Arbitraje396.
309.
Por último, la Demandante argumenta que la activación del Artículo 17 del TCE no puede ser retroactiva de acuerdo con los tribunales arbitrales, como en el caso de Plama397, por ejemplo, o en el de Liman Caspian Oil398.

ii. Las objeciones relativas al Artículo 21 del TCE son infundadas

310.
Según la Demandante, el Artículo 21(1) del TCE es una cláusula de "carve-out", que tiene como objeto excluir medidas impositivas del ámbito del TCE, mientras el Artículo 21(5) del TCE es una clausula llamada " claw-back " que reintegra dentro del ámbito de protección del TCE medidas impositivas, como el IVPEE, con efecto expropiatorio. La Demandante precisa que, para el Reino de España, el impuesto ha sido " carved-out " y no ha habido " claw-back " en relación con el efecto expropiatorio del impuesto399.
311.
La posición de la Demandante es que los Estados no tienen una discreción absoluta en materia impositiva debido a la existencia de una cláusula de " carve-out " y que la aplicación del " carve-out " exige, por lo tanto, un control de la intención de la medida impositiva bajo examen. La medida impositiva debe haberse promulgado de buena fe400. En el presente caso el IVPEE fue adoptado de mala fe, y a consecuencia el " carve-out " no es aplicable.
312.
La Demandada intentó demostrar, para contradecir los argumentos de la Demandante, que esta medida es legal y de buena fe ya que es conforme al derecho español y al derecho de la UE. La Demandante señala que la posición de la Demandada ignora que la eventual conformidad del impuesto con la Constitución Española o con el Derecho de la UE no implica que el impuesto pueda definirse automáticamente como Medida Impositiva a efectos del TCE. La sentencia del Tribunal Constitucional 183/2014 del 6 de noviembre de 2014, a la que acude la Demandada, no se pronunció sobre la naturaleza impositiva del Impuesto, es decir si el Impuesto es o no un impuesto bajo Derecho español401.
313.
En relación con el procedimiento UE Pilot 5526/13/TAXU, la Demandante constata que el Reino de España omite proporcionar al Tribunal Arbitral cualquier tipo de información sobre el objeto y el motivo que dio lugar a la solicitud de información. En consecuencia, la Demandante no está en medida de pronunciarse respecto de las afirmaciones del Reino de España. Aun así, existen serias dudas acerca de la relevancia del argumento del Reino de España402 y nota que el Reino de España no demuestra que la Comisión Europea ratificara o confirmara la naturaleza impositiva del impuesto403.
314.
Además, la Demandante sostiene que el impuesto no ha sido objeto del " carve-out" al no ser una medida impositiva de buena fe.
315.
De acuerdo con la Demandante, la cláusula de "carve-out" del Artículo 21(1) TCE no se aplica de manera automática a todas las normas creadoras de tributos, ya que, su activación presupone que las medidas impositivas hayan sido promulgadas de buena fe.404 Tanto en los casos Yukos405 como en RosInvestCo406 y Renta4,407 los tribunales arbitrales condicionaron el " carve-out " a la buena fe del Estado receptor a la hora de emitir medidas impositivas. Los mencionados tribunales arbitrales también subrayaron que el criterio de bona fides requiere que se analice la intención de la medida impositiva, y en particular, que se compruebe que ésta está destinada a recaudar ingresos generales del Estado.408 Por el contrario, una medida impositiva cuya motivación sea ajena a la recaudación de ingresos tendrá que considerarse de mala fe409.
316.
El Reino de España se basa en varios laudos arbitrales para destacar la existencia de cuatro criterios destinados a caracterizar una medida impositiva. El cuarto criterio, i.e. que el pago se realice para fines públicos supone, según la Demandante (i) examinar el propósito de la medida tributaria y (ii) comprobar que dicho propósito es la recaudación de ingresos generales del Estado. Este criterio es idéntico al requisito de buena fe410.

iii. La Demandada no proporcionó un mecanismo de recurso ante las autoridades fiscales competentes

325.
La Demandante nota que otra objeción del Reino de España fundamentada en el Artículo del TCE concierne la admisibilidad del argumento de Isolux INBV según el cual el impuesto tuvo un efecto expropiatorio.429 Aun admitiendo (quod non) que el Impuesto hubiese sido excluido (o " carved-out "), la objeción del Reino de España no podría prosperar.
326.
La Demandada alegó que la Demandante no había sometido previamente la cuestión del carácter expropiatorio del impuesto a las autoridades fiscales competentes. Sin embargo, la Demandada precisa que el TCE no requiere recurrir a las autoridades fiscales competentes antes del inicio del arbitraje. La Demandante nota que toda la argumentación del Reino de España reposa en una lectura simplista del Artículo 21(5) TCE, que dispone que la cuestión del carácter expropiatorio de una medida impositiva se someterá a las autoridades fiscales competentes. Según el Reino de España, el empleo del tiempo futuro es suficiente para concluir que dicho recurso es obligatorio y que constituye un obstáculo a la admisibilidad.430 Contrariamente, la Demandante considera que lo determinante es el carácter vinculante (o no) de la decisión de las autoridades fiscales competentes.
327.
A título de ilustración, la Demandante procede a una comparación del texto del Artículo 2103(6) del ALCAN donde el carácter obligatorio del recurso previo a las autoridades competentes bajo el ALCAN se justifica por la obligación de recurrir a las autoridades competentes " at the time that it gives notice under Article 1119 " y por el carácter definitivo de la decisión de las autoridades competentes431. Sin embargo, en el caso del Artículo 21(5) TCE el mecanismo de recurso ante las autoridades fiscales competentes es distinto. El Artículo 21(5)(b)(i) prevé que, (i) en caso de que el Inversor no recurra a las autoridades fiscales competentes, el Tribunal Arbitral iniciará dicho recurso; (ii) el TCE establece un plazo máximo de seis meses durante el cual las autoridades fiscales competentes procurarán dar su opinión.432 Una vez cumplido el plazo, el arbitraje proseguirá aunque no haya mediado decisión alguna por parte de las autoridades fiscales competentes; el Tribunal Arbitral "podrá" tomar en cuenta la decisión de las autoridades fiscales competentes.433 En conclusión, la Demandante afirma que el mecanismo de " claw-back " del TCE ni es obligatorio, ni puede afectar la admisibilidad de la demanda434.
328.
Por último, la Demandante había alegado que no podía recurrir a las autoridades fiscales competentes, al no existir, en Derecho español, ningún mecanismo que lo permita.435
329.
Sin embargo, durante la Audiencia del mes de octubre de 2015, la Demandada indicó que la autoridad competente para conocer de este recurso era la DGT436, de tal forma que la Demandante informó al Tribunal Arbitral mediante carta del 16 de marzo de 2016 de que había presentado un escrito ante la DGT el 3 febrero de 2016 solicitando que se pronunciara sobre el carácter expropiatorio del IVPEE de conformidad con el procedimiento al que alude el Artículo 21(5)(b) TCE en los términos formulados en el mismo (6 meses), a la luz de las invocaciones e indicaciones presentadas por el Reino de España durante la Audiencia del mes de octubre 2016. La DGT emitió su informe el 29 de marzo de 2016 en el cual se declaró la autoridad fiscal competente para la emisión del mencionado informe, y declaró que le IVPEE no era expropiatorio ni discriminatorio.

B. POSICIÓN DE LAS PARTES SOBRE EL FONDO DE LA DISPUTA

1. Posición de la Parte Demandante

1.1. El Reino de España atrajo inversión con la promesa de un Régimen Especial estable y predecible

330.
La Demandante recordó, que la oferta del Reino de España se plasmó para las Plantas fotovoltaicas en los RRDD 661/2007 y 1578/2008, los cuales consagran un FIT fijo para una categoría determinada de inversores, i.e. los que hubieran reunido determinados requisitos estrictos en cuanto a sus características y el momento en el que se registraran437.
331.
Las Plantas objeto de este arbitraje reunieron dichos requisitos y están debidamente acogidas a el Régimen Especial de los RRDD 661/2007 y 1578/2008.438
332.
Con la adopción del RDL 9/2013, en vigor a partir del 14 de julio de 2013, y el nuevo régimen de Retribución Específica, se aplicaron parámetros que los inversores no tuvieron en cuenta al momento de tomar la decisión de invertir. El Reino de España, nunca se comprometió a un marco legal inmutable, pero sí tenía la obligación de asegurar un ámbito jurídico y económico estable, transparente y predecible439.

a. El Reino de España garantizó un marco económico estable y predecible para las plantas

333.
La Demandante explica que sus expectativas legítimas cuando realizó su inversión se derivan no solamente de las promesas del Reino de España de un FIT a largo plazo, sino también de las promesas de un marco transparente, estable y predecible patrocinadas además por las declaraciones de la Demandada.440
334.
La Demandante se refiere a los planes y programas del Gobierno español como el PER 2005-2010441, y el Plan de Energías Renovables 2011-20442, aprobado por Acuerdo del Consejo de Ministros de 11 de noviembre de 2011 donde se aclaraba que: " El apoyo a la generación de electricidad a partir de energías renovables, en instalaciones conectadas al sistema eléctrico, está basado en un marco jurídico que permite priorizar el aprovechamiento de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, y en un marco económico estable y predecible que incentiva la generación a partir de tales recursos, al tiempo que permite que las inversiones asociadas obtengan unas tasas razonables de rentabilidad."443 El Gobierno español, además, anunciaba que dado que este " sistema ha demostrado un alto grado de eficacia en el desarrollo de la generación de electricidad con renovables ", era conveniente mantener el sistema que tuviera como base los anteriores principios444.
335.
En la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia para el horizonte 20072012-2020,445 el Gobierno español expuso objetivos como los de dotar a las inversiones en energías renovables y cogeneración de un marco de mayor seguridad económica, precisando que unos de los nuevos elementos instrumentales para materializarlo era el nuevo RD 661/2007446. La Demandante precisa que, contrariamente a lo alegado por la otra Parte, nunca " alud [ió]" en relación con este texto a una " promesa de inmutabilidad ". La Demandante sí aludió a un compromiso de " seguridad económica ",447 y se deduce del texto de dicha Estrategia448.
336.
El IDAE ha publicado también numerosos folletos y documentos publicitarios enfocados al fomento del sector fotovoltaico y a la captación de la inversión, como el prospecto del IDAE " Renovables Made in Spain " del 2010 donde se recuerda la importancia del marco de apoyo normativo que ha dado confianza a los inversores y estabilidad449 al desarrollo de las energías renovables450.
337.
La CNE también ha emitido informes en los que subrayó de manera reiterada el compromiso del Reino de España de mantener un marco transparente, estable y predecible en torno al Régimen Especial. La Demandante sostiene que, la CNE en su Informe 3/2007,451 enviaba un mensaje claro, indicando que las instalaciones PV " son intensivas en capital y tienen plazos de recuperación largos ", por lo cual es necesario que "[l] a regulación [ofrece] garantías suficientes para conseguir que los incentivos económicos sean estables y predecibles durante toda la vida de la instalación ", siendo que " la transparencia y la predictibilidad en el futuro de los incentivos económicos reducen la incertidumbre regulatoria, lo que incentiva las inversiones en nueva capacidad "452. También en su Informe 30/2008, la CNE se expresó en este sentido453. La Demandante nota que la CNE da un lugar preponderante a la seguridad jurídica, la confianza legítima, y la estabilidad y predictibilidad de los incentivos económicos. Y si bien considera que estos principios "[no] pueden [...] ser utilizados como instrumentos petrificadores del marco jurídico ", tampoco este puede modificarse sin más, sino que todo cambio debe ser " en lo posible " respetuoso con las " eventuales expectativas generadas por la normativa anterior ". La CNE reconoce que cualquier cambio al marco regulatorio debe respetar las legítimas expectativas generadas por el mismo454.
338.
La Demandante insiste en que, en su Memoria de la Propuesta de Real Decreto de acceso y conexión a la Red Eléctrica de instalaciones de producción de energía eléctrica de régimen especial del 22 de abril de 2009,455 la CNE volvió a insistir en la importancia de la estabilidad regulatoria, la cual llega a calificar de " criterio básico " y parte de su " Metodología ". Finalmente, la Demandante se refiere a la Exposición de Motivos del RD 436/2004, en la cual el Reino de España prometía estabilidad456.

b. La Demandada garantizo un FIT a largo plazo para las Plantas

339.
La Demandante demostró en su Memorial de Demanda que el Reino de España se comprometió, en el marco del Régimen Especial, al abono del FIT a largo plazo consagrado en los RRDD 661/2007 y 1578/2008457. Primero a través de la LSE vigente en la fecha de la inversión de IIN en T-Solar, luego a través de los sucesivos reglamentos adoptados por el Reino de España, mencionados en la Sección IV del presente laudo. Esta evolución culminó con la adopción del RD 661/2007 que consagró el FIT a largo plazo de tal forma que el que invirtiera en instalaciones fotovoltaicas y las inscribiera en el RAIPRE antes de una determinada fecha tendría derecho a: (i) verter toda su producción neta de energía eléctrica en la red (es decir, a que se le comprara la totalidad de la energía producida); (ii) percibir un FIT fijo (actualizable únicamente con base en el IPC) como precio por la energía eléctrica vertida en la red; (iii) y percibir dicho FIT a perpetuidad (es decir, durante toda la vida útil de la instalación)458.
340.
El RD 1578/2008 confirmó el FIT como sistema de apoyo, introdujo modificaciones en el sistema, limitando la vida útil de las instalaciones a 25 años459. Al respecto, la Demandante reconoce que dichas medidas, generaron (y siguen generando) amplia crítica y controversia, y han dado pie a numerosos arbitrajes internacionales contra el Reino de España, también bajo el TCE. Aunque afectaron y limitaron el Régimen Especial, ese régimen mantenía plena vigencia y aplicación como incentivo a la inversión. En efecto, las instalaciones acogidas a los RRDD 661/2007 y 1578/2008 continuaban gozando del Régimen Especial, y en particular del derecho a la percepción de un FIT fijo y a largo plazo460. Cuando IIN realizó su inversión en España con la legitima expectativa de que aplicaría el Régimen Especial a las Plantas.
341.
La Demandante toma nota que la única defensa del Reino de España al respecto es que su único compromiso fue el de asegurar a cualquier inversor la "rentabilidad razonable" a la que se refiere el Artículo 30.4 de la LSE.461 Según la Demandante, el Reino de España sostiene, que cualquier inversor mínimamente informado, que como las Demandantes, hubiera invertido en el sector fotovoltaico en el año 2012, habría llegado a esta conclusión, y por lo tanto hubiera estado sobre aviso de que los RRDD 661/2007 y 1578/2008 no contenían verdaderos compromisos por parte del Estado español. Según la Demandante, este argumento, primero, es devastador para la postura adoptada por la propia Demandada en este arbitraje y, segundo, está despegado de la realidad462.
342.
Primero, le Demandante toma nota de que, a través de dicha afirmación, la Demandada reconoce que un precepto legislativo es capaz de generar legítimas expectativas463.
343.
El argumento de la Demandada según el cual en derecho internacional un texto legislativo no es capaz de generar expectativas legitimas o comprometer al Estado receptor de la inversión "sobre la inmutabilidad del marco legal", pudiendo tener este efecto únicamente un compromiso en este sentido, debe rechazarse. Efectivamente, este argumento contradice las afirmaciones de la Demandada que admite que una norma legislativa general pueda proteger expectativas legítimas de inversores en cuanto a las expectativas de "rentabilidad razonable"464.
344.
En segundo lugar, la Demandante afirma que ningún inversor hubiera concluido que la oferta del Reino de España para atraer inversores se limitaba a garantizar la llamada "rentabilidad razonable" del Artículo 30.4 de la LSE. La Demandante afirma que no solamente la postura de la Demandada es incoherente con su interpretación del derecho internacional en materia de Trato Justo y Equitativo, sino que también es infundada465.
345.
La Demandante también subraya la vaguedad e indeterminación de la referencia a "rentabilidad razonable" en el Artículo 30.4 de la LSE y añade que, si esta Ley con términos generales es capaz de crear expectativas y comprometer el Estado frente a inversores internacionales, son todavía más capaces de hacerlo los textos exhaustivos, claros y explícitos de los RRDD 661/2007 y 1579/2008466.
346.
Según la Demandante la única interpretación objetiva que cabe de ésta norma es que marca un mínimo o "suelo" para la retribución de instalaciones fotovoltaicas, contrariamente al RDL 9/2013 que impone un techo a ésta rentabilidad razonable467. De hecho, el cálculo de las rentabilidades podía variar de unas tecnologías a otras, como puso de manifiesto la propia CNE en su Informe 3/2007468.
347.
Según la Demandante, la realidad es que hasta la reforma del Artículo 30.4 de la LSE, llevada a cabo por la Demandada mediante el reciente RDL 9/2013, el concepto de " rentabilidad razonable " nunca ha tenido contenido concreto alguno. Como ya se ha indicado no fue sino a posteriori, en el RDL 9/2013 que el legislador español dotó al término de sustancia y lo designó como un techo a la remuneración469. De tal forma que, si la Demandante hubiera realizado su inversión después de la aprobación del RDL 9/2013, hubiera estado advertida de un límite máximo al rendimiento de su inversión470.

c. El Reino de España paulatinamente ha vacíado y finalmente abolió el Régimen Especial

348.
IIN realizó su inversión en T-Solar el 29 de octubre de 2012. La mayoría de las Plantas de T-Solar estaban acogidas al Régimen Especial previsto en el RD 661/2007. Las demás Plantas estaban acogidas al Régimen Especial al amparo del RD 1578/2008. Así, todas las Plantes tenían derecho a un FIT fijo a largo plazo. Cuando IIN realizó su inversión en octubre de 2012, lo hizo basándose en este marco regulatorio con la expectativa de obtener la rentabilidad correspondiente a la percepción de este FIT.
349.
En primer lugar, la Demandante considera que la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética del 27 de diciembre de 2012 introdujo medidas que vaciaron el Régimen Especial de su contenido, al imponer un " impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica "471. El Impuesto aplica a " la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica ",472 siendo su base imponible " el importe total que corresponda a percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema eléctrico de energía eléctrica ",473 inclusive bajo el FIT del Régimen Especial.474 La Demandante recuerda que el tipo de gravamen es el 7%,475 con un periodo impositivo que coincide con el año natural.476 Concluye explicando que el Impuesto tiene un carácter confiscatorio, dado que deduce un 7% del importe total de los montos recaudados por la producción de energía eléctrica477.
350.
La Demandante no acepta los motivos expuestos por la propia Ley para explicar la creación de este impuesto. Considera que el Reino de España no puede privar de su inversión a Isolux INBV debido a un desequilibrio tarifario cuando éste problema le es totalmente ajeno y es imputables al Reino de España. Además, cuando la Demandada instauró el Régimen Especial, debió conocer el alcance de las inversiones necesarias para el mantenimiento y la operación de las redes españolas de transporte y distribución de electricidad478.
351.
En conclusión, ésta medida menoscaba la expectativa legítima de IIN de recibir los FITs en vigor y aplicables a las Plantas en el momento en que realizó su inversión, y es de carácter confiscatorio479.
352.
En segundo lugar, el 1 de febrero de 2013 fue publicado el RDL 2/2013 de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero modificando el mecanismo de revisión del FIT previsto en los RRDD 661/2007 y 1578/2008 (que, en el caso de las Plantas, no permitía una revisión del FIT sino de conformidad con el IPC). En esta fecha, el legislador decidió, " exclusivamente para instalaciones en Régimen Especial ", sustituir el IPC general por un IPC sui generis y específico para el sector eléctrico: el " Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos ". Este nuevo IPC ad hoc resulta en un menor incremento anual en las FITs aplicables a las Plantas.480
353.
Tampoco convencen a la Demandante los motivos expuestos por la Demandada para justificar esta medida, toda vez que el déficit tarifario y demás problemas presupuestarios son causados y de la responsabilidad de la propia Demandada. Además, si el Reino de España ha preferido no trasladar estos problemas al consumidor son motivos meramente políticos481.
354.
La Demandante concluye afirmando que el RDL 2/2013 violenta las legítimas expectativas de Isolux INBV y tiene efecto confiscatorio sobre los FITs que T-Solar tenía que percibir a futuro, en violación de los Artículos 10 y 13 TCE.

d. El Reino de España ha abolido el Régimen Especial al sustituirlo por la Retribución Especifica.

355.
La Demandante precisa que la eliminación del Régimen Especial y su sustitución por la Retribución Específica fue anunciada por el Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio de 2013482. Aunque teóricamente la nueva "retribución específica" comenzó a desplegar sus efectos desde la misma fecha de entrada en vigor del RDL 9/2013483 —el 14 de julio de 2013—, el mismo difirió la determinación de las distintas fórmulas de pago y los parámetros económicos a un futuro real decreto y a una orden de desarrollo.484 Dichas normas de desarrollo no fueron aprobadas hasta casi un año más tarde, en junio de 2014, (Real Decreto 413/2014, de 6 de junio485 y Orden IET/1045/2014, de 16 de junio486). Durante este periodo de cerca de un año, IIN y los demás inversores afectados por el RDL 9/2013, no pudieron cuantificar con precisión los efectos de la medida del Estado español, aunque si eran conscientes de la destrucción del Régimen Especial y su FIT487.
356.
Ahora bien, el RDL 9/2013 derogó los RRDD 661/2007 y 1578/2008, modificando el Artículo 30(4) de la LSE. La Ley 24/2013 del 26 de diciembre del Sector Eléctrico confirmó en su Disposición Final Tercera que las instalaciones sujetas al antiguo (y ahora extinto) Régimen Especial estarían plenamente sujetas al RDL 9/2013 y, por lo tanto, al régimen de Retribución Específica consagrado por éste.488
357.
La Demandante presenta aquellas características del nuevo régimen para subrayar la violación por el Reino de España de sus compromisos anteriores y de las expectativas legitimas de Isolux INBV:

i. El Reino de España ha impuesto un "techo" arbitrario a la rentabilidad razonable

358.
La Demandante explica que la LSE de 1997 disponía que la tarifa regulada se determinaría "al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables" (Artículo 30(4)). Esta Ley no ponía límite alguno, o ‘techo', al concepto de "rentabilidad razonable". Tampoco lo hacían los RRDD 661/2007 y 1578/2008. El concepto de "rentabilidad razonable" se configuraba como un ‘suelo' de rentabilidad, para promover las instalaciones renovables489.
359.
Así, el nuevo Artículo 30(4) de la Ley del Sector Eléctrico (según modificada por el RDL 9/2013) establece que la nueva Retribución Específica no sobrepasará, en ningún caso, " el nivel mínimo necesario para cubrir los costes que permitan competir a las instalaciones en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado y que posibiliten obtener una rentabilidad razonable ", y que dicha rentabilidad razonable " girará, antes de impuestos, sobre el rendimiento medio en el mercado secundario de las Obligaciones del Estado a diez años aplicando el diferencial adecuado "490.
360.
Resulta de esta nueva reglamentación que el nuevo y arbitrario ‘techo' impuesto por el Reino de España supondría una tasa sensiblemente inferior a la que resultaba de aplicar los FITs de los RRDD 661/2007 y 1578/2008, alterando substancialmente las premisas que tuvo en cuenta IIN cuando realizó su inversión en España.

ii. Los nuevos parámetros de cálculo de la Retribución Especifica

361.
La Demandante explica luego que, cuando IIN realizó su inversión, el Régimen Especial que aplicaba a las Plantas era simplemente el pago del FIT fijo a largo plazo. La nueva Retribución Especifica introduce parámetros de cálculos nuevos con referencia a los " costes de inversión " para una " instalación tipo ", y de acuerdo con " el valor estándar de la inversión inicial "491.
362.
En la Orden 1045/2014 se detallan las 111 categorías de instalaciones tipo y los valores estándar que fueron calculados por la Demandada desde la perspectiva de los costes en que hubiera incurrido una empresa eficiente y bien gestionada, es decir a partir de unos análisis teóricos sin tener en cuenta la realidad de los costes incurridos por los inversores en la fecha de las inversiones492.