Los Grupos Especiales emiten los presentes informes en forma de un documento único que constituye dos informes distintos de los Grupos Especiales wt/DS412/R y wt/DS426/R



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3.Resoluciones preliminares


i.1El Grupo Especial anunció sus conclusiones sobre el fundamento de las solicitudes de resoluciones preliminares formuladas por el Canadá en la sesión inicial de la primera reunión sustantiva con las partes, celebrada el 27 de marzo de 2012. El Grupo Especial desestimó las solicitudes del Canadá al constatar que los fundamentos de derecho de las alegaciones sobre subvenciones prohibidas formuladas por los reclamantes estaban descritos en sus respectivas solicitudes de establecimiento de un grupo especial con claridad suficiente para "presentar el problema con claridad". Posteriormente, el Grupo Especial trasladó por escrito sus resoluciones preliminares a las partes el 11 de mayo de 2012. Después de celebrar consultas con las partes, el Grupo Especial decidió: a) distribuir sus resoluciones preliminares a todos los Miembros; y b) que las resoluciones preliminares distribuidas serían parte integrante de los informes definitivos del Grupo Especial, con sujeción a cualquier revisión necesaria a la luz de las observaciones recibidas de las partes durante el reexamen intermedio. Las resoluciones preliminares del Grupo Especial se distribuyeron el 25 de mayo de 2012 en los documentos WT/DS412/8 y WT/DS426/7.

4.Antecedentes de hecho

a)Introducción


i.1Como ya se ha dicho, estas diferencias se refieren al "nivel mínimo obligatorio de contenido nacional" que aplica la provincia de Ontario, en el marco del Programa TR y los contratos TR y microTR, en relación con determinadas instalaciones de producción de electricidad que utilizan tecnología solar FV y eólica. Para entender completamente esas medidas y evaluar debidamente el fundamento de las alegaciones formuladas por los reclamantes, a nuestro juicio, es esencial comprender la función que desempeñan en el sistema eléctrico de Ontario. Para ello, creemos que es importante apreciar no sólo cómo funciona actualmente el sistema eléctrico de Ontario y cómo ha evolucionado a lo largo del tiempo, sino también las principales características y rasgos de la electricidad y los sistemas de electricidad en general. La complejidad de los sistemas de electricidad y la manera en que se determinan en Ontario los precios de la electricidad son de interés para gran parte de nuestro análisis de las alegaciones formuladas por los reclamantes. Por ello, en la sección de nuestros informes que figura a continuación, exponemos lo que consideramos los antecedentes de hecho generales a partir de los cuales examinaremos y evaluaremos los argumentos de las partes.44 Comenzaremos por reseñar las características fundamentales de la electricidad y los sistemas de electricidad en general antes de describir brevemente la historia del sistema eléctrico de Ontario y, a continuación, pasaremos a explicar la estructura y el funcionamiento del sistema eléctrico que existe actualmente en Ontario basándonos considerablemente en la descripción proporcionada por el Japón en su primera comunicación escrita.45 La sección termina con un breve resumen de las características básicas de las medidas impugnadas: el Programa TR y los contratos TR y microTR.

b)La electricidad y los sistemas de electricidad


i.1La electricidad es el fluido vital de la sociedad moderna. Sin embargo, no puede percibirse a simple vista y con frecuencia pasa desapercibida en la vida diaria de miles de millones de personas. No obstante, no cabe duda de que los sistemas de electricidad fiables son el motor que impulsa las economías en el mundo entero, proporcionando energía a una multitud de consumidores para una multiplicidad de usos y aplicaciones en los hogares, las fábricas, las oficinas, las explotaciones agrícolas, los sistemas de transporte y las redes de telecomunicaciones. La producción de la mayor parte de las mercancías depende de la electricidad, al igual que servicios esenciales que van de la asistencia sanitaria a la banca. Ha habido pocos descubrimientos que puedan jactarse de tener una gama tan amplia de efectos en la calidad de la vida humana como la electricidad.

i.2La electricidad tiene varias propiedades específicas en comparación con otras mercancías.46 El suministro seguro, inocuo, fiable y sostenible de electricidad exige la existencia de un gran sistema que ha de estar en constante funcionamiento para garantizar que siga estando activo. En general, la electricidad es una forma de energía fiable, pero es también sumamente peligrosa si no se toman medidas para que no se produzcan en el sistema fugas accidentales. Una característica física decisiva de la electricidad es que es intangible y, con determinadas excepciones limitadas, no puede almacenarse eficazmente.47 Es en particular esta última característica la que hace que la electricidad deba producirse precisamente en el momento en que la consumen los usuarios finales. La electricidad se suministra a los consumidores a través del funcionamiento de una gran infraestructura integrada de líneas de transmisión de alta tensión (que conectan a los productores con los distribuidores y los grandes consumidores) y líneas de distribución de más baja tensión que, en último término, proporcionan conexión con los consumidores individuales.48 Esto se denomina generalmente red y requiere la existencia de una vasta infraestructura de equipo complementario para asegurar su funcionamiento. El acceso a esa red, ya sea para suministrarle electricidad o para extraer electricidad de ella, tiene que estar rigurosamente controlado a fin de garantizar la integridad del sistema en su conjunto. Las redes de suministro de electricidad sufrirán fallos si el volumen de electricidad demandado (denominado "carga" en la terminología de la rama de producción) es superior o inferior al volumen de electricidad suministrado durante un cierto tiempo.49 Por lo tanto, es necesario mantener continuamente un equilibrio oferta-demanda entre los productores y los consumidores, tarea que se ve complicada por las fluctuaciones diarias de la demanda de electricidad y por los límites físicos de la capacidad de las líneas de transmisión y distribución. Cuando se producen desequilibrios importantes, las redes de electricidad pueden desestabilizarse, lo cual da lugar a disminuciones del suministro de energía, a apagones o, en casos extremos, a la interrupción del suministro de energía a todos los consumidores.50 Si hay un fallo importante de una red, se puede tardar un período de tiempo considerable en volver a ponerla en funcionamiento, lo cual desorganizará gravemente las economías y sociedades modernas.

i.3Una importante consecuencia de la necesidad de mantener un equilibrio continuo entre la oferta y la demanda de la totalidad de un sistema eléctrico es que no puede haber intercambios bilaterales no coordinados entre compradores y vendedores. En otros términos, dada la manera en que la electricidad debe producirse y consumirse, por lo general no es posible que un consumidor individual celebre un contrato de suministro individual con uno o varios productores concretos. Como resultado, los sistemas de electricidad deben contar con algún tipo de mecanismo central de coordinación que garantice que la producción de los productores es exactamente igual al volumen de la demanda de los consumidores (más las pérdidas de transmisión inevitables) y que se respetan las limitaciones físicas del sistema eléctrico.51

i.4El hecho de que no existan sustitutos próximos de la electricidad, combinado con la falta de señales de precios que puedan observar fácilmente los usuarios finales en general, implica que la demanda de electricidad es en gran medida indiferente a los precios a corto plazo (es decir, es relativamente inelástica con respecto al precio). Así pues, la demanda global de electricidad fluctuará a lo largo de un día, una semana, un mes o un año, cuando factores distintos del precio (por ejemplo, la temperatura del aire y las horas de luz diurna) hagan que varíe. Una pauta típica de la demanda de electricidad en un día laborable en Ontario indicaría que el mayor volumen de electricidad se consume durante las horas de luz diurna y que el consumo aumenta constantemente desde las cinco de la mañana y alcanza el punto máximo alrededor de las cinco de la tarde.52

i.5El hecho de que la electricidad no pueda almacenarse en grandes cantidades y de que la demanda de electricidad fluctúe a lo largo de cada día significan que deben desarrollarse formas específicas de capacidad de producción a fin de dar cabida a esa fluctuación. Además, para que una red funcione, tiene que mantenerse operativa o "activa" de manera continua. Por lo tanto, a fin de satisfacer la demanda, los sistemas de electricidad utilizan una combinación de tecnologías de producción, cada una de ellas con estructuras de costos y requisitos operacionales diferentes. Según la práctica de la rama de producción, los distintos tipos de instalaciones pueden denominarse "de carga básica", "de carga intermedia" o "de carga máxima", según el momento en que funcionan y durante cuánto tiempo lo hacen, según si pueden aumentar o reducir su producción rápidamente de manera controlada ("capacidad de despacho") y según si sus costos son en su mayor parte fijos o variables. La fiabilidad de la producción de una instalación se mide por su "factor de capacidad", que se define como el porcentaje de horas en que es capaz de funcionar durante el año.

i.6La producción de carga básica es la parte de la combinación de suministro de un sistema eléctrico que se espera que pueda funcionar en todo momento, es decir, durante los períodos tanto de demanda reducida como de demanda alta. La producción de carga básica se caracteriza habitualmente por sus altos costos fijos, sus bajos costos marginales y sus factores de capacidad elevados. Las plantas hidroeléctricas y nucleares, que tienen ambas grandes costos hundidos y costos mínimos de combustible, son los mejores ejemplos de productores de energía de carga básica, pero hay también otras tecnologías (por ejemplo, las basadas en el carbón) que pueden desempeñar esa función, según cuál sea la combinación de suministro de energía en una jurisdicción determinada y el costo del combustible. Aunque los productores de carga básica tienen altos factores de capacidad, su capacidad de despacho suele ser más limitada. Las centrales hidroeléctricas son una excepción, ya que su producción puede aumentarse o reducirse en un período relativamente corto.

i.7La producción de carga intermedia suministra energía cuando la demanda del sistema se sitúa por encima del nivel mínimo pero todavía por debajo del nivel máximo. Se caracteriza generalmente por sus costos fijos y marginales moderados. Con frecuencia se utilizan centrales de carbón para la producción de carga intermedia pero las mejoras de la eficiencia de las centrales de gas natural y el descenso de los precios del combustible han hecho que el gas natural se convierta en una opción viable de suministro intermedio. Las plantas alimentadas por carbón tienen una capacidad de despacho inferior a la de las plantas de gas natural pero superior a la de las plantas nucleares.

i.8Los productores de carga máxima suelen tener costos fijos inferiores a los de los otros tipos de instalaciones, costos marginales relativamente altos y una elevada capacidad de despacho. Estos productores pueden funcionar sólo con poca frecuencia, habitualmente en los momentos en que la demanda se sitúa cerca del límite de la capacidad de todo el sistema.

i.9Hasta una época bastante reciente, se ha considerado tradicionalmente que una combinación de las tecnologías de producción "convencionales" arriba descritas proporcionaba la manera más eficiente desde el punto de vista económico de producir energía para obtener sistemas de electricidad fiables. No obstante, preocupaciones acerca de los efectos ambientales y el costo de determinadas tecnologías se han convertido cada vez más en consideraciones fundamentales para la elección de una combinación de suministro.53 Para abordar esas preocupaciones, los sistemas de electricidad de todo el mundo han comenzado a incluir gradualmente tecnologías de energía renovable en su combinación de producción.

i.10Las instalaciones de producción que utilizan tecnologías de energías renovables, como la tecnología solar FV y eólica, se parecen a las productoras de carga básica en el hecho de que la mayor parte de sus costos son costos de capital, y los costos del combustible son mínimos o inexistentes. No obstante, se diferencian de las que producen carga básica en que la utilización de su capacidad es menor debido a su producción intermitente. Las turbinas eólicas sólo producen electricidad cuando sopla el viento, y ese momento puede coincidir o no coincidir con la demanda de los consumidores. A diferencia de la energía eólica, que se caracteriza por la incertidumbre de su producción, la energía solar FV es más previsible y se produce en su totalidad durante el día y no por la noche. Un inconveniente de la producción de energía solar es que desciende precisamente en el momento en que aumenta la demanda diaria cuando se pone el sol, y los hogares y las empresas encienden sus luces. El hecho de que el ritmo de producción de la energía solar se oponga a los perfiles de carga diarios obliga a los productores convencionales a intensificar su producción por la noche a fin de compensar la pérdida de producción de los productores de energía solar. Como resultado, las instalaciones de producción que utilizan tecnologías solar FV y eólica pueden tenerse que emparejar con productores convencionales a fin de reducir al mínimo las posibilidades de interrupciones del suministro.54

i.11Hasta los años setenta, en la mayor parte de los países, la producción de electricidad estuvo dominada por monopolios integrados verticalmente estructurados como empresas de propiedad estatal o monopolios privados regulados. Los monopolios se toleraban debido a la creencia de que sólo un gran productor único podía obtener economías de escala en el sector de la electricidad. Los avances de la tecnología de producción y el deseo de los proveedores privados de tener pleno acceso a las redes de transmisión pusieron finalmente fin a este consenso. Desde los años setenta, muchos países han reestructurado sus sistemas de electricidad para incorporar diversos elementos de competencia.

c)La electricidad en Ontario

i)De 1906 a 2002

i.1Los orígenes del sistema eléctrico de Ontario pueden situarse en 1906, año en el que el Gobierno de Ontario estableció la Comisión de Energía Hidroeléctrica de Ontario ("HEPCO") como "primer servicio de electricidad de propiedad pública del mundo".55 En sus primeros años, el sistema eléctrico de Ontario se basó casi totalmente en la energía hidroeléctrica pero, a medida que crecía la demanda de electricidad, la provincia optó por diversificar su combinación de suministro, agregándole plantas alimentadas por carbón durante los años cincuenta y plantas nucleares en los años setenta.56 En 1974, la HEPCO fue reconocida como una "empresa de la Corona" y cambió de nombre para denominarse Ontario Hydro .

i.2Como servicio público integrado verticalmente con funciones de producción, transmisión y distribución, Ontario Hydro dominó el sector de la electricidad hasta que la Ley de competencia en el sector de la energía de 1998, que puso en vigor la Ley de electricidad de 1998, autorizó su "desglose" en cinco entidades sucesoras.57 En aquellos momentos, gran parte de la estructura de la electricidad en Ontario, incluidas las centrales alimentadas por carbón, debía ser renovada o sustituida.58 Además, los costos superiores a los previstos del programa nuclear de Ontario Hydro habían dejado al servicio público en una situación de gran endeudamiento, lo cual proporcionaba un fuerte incentivo para realizar reformas orientadas al mercado en una dirección similar a las que se habían ensayado en otras jurisdicciones.59 Las entidades sucesoras de Ontario Hydro fueron: i) la Administración Independiente del Mercado (que en 2005 pasó a denominarse Administración Independiente del Sistema Eléctrico (véase infra)), encargada de administrar el mercado mayorista de electricidad de Ontario y dirigir la corriente de electricidad de los productores a los consumidores a través del sistema de transmisión; ii) la Ontario Power Generation ("OPG"), heredera de los activos de producción de Ontario Hydro que, en aquel momento, representaban aproximadamente el 90% de la capacidad de generación de electricidad de Ontario; iii) Hydro One Inc. ("Hydro One"60), que se encargó de la red de transmisión y las actividades de distribución local rural de Ontario Hydro; iv) la Ontario Electricity Financial Corporation ("OEFC"61), que heredó otros activos y deudas de Ontario Hydro, incluidos los contratos con productores sin vocación de servicio público ("NUG"62) y 20.000 millones de dólares canadienses de deuda inmovilizada; y v) el Organismo de Seguridad Eléctrica, que fue encargado de la regulación de la seguridad del sistema.63 Además, la Ley sobre la Comisión de la Energía de Ontario de 1998 designó a la OEB organismo regulador del nuevo mercado de la electricidad, con la facultad de, entre otras cosas, aprobar determinadas tarifas y precios aplicables en el mercado.64


ii)El mercado mayorista competitivo de 200265

ii.1Después de varios años de preparativos, el mercado mayorista competitivo de electricidad de Ontario inició sus operaciones en mayo de 2002. Se esperaba que la reestructuración del sector de la electricidad atraería inversiones privadas hacia las actividades de producción pero, pese a un aumento del 30% del precio de la electricidad en los meses siguientes a la apertura del mercado, las inversiones previstas no se materializaron. En lugar de ello, los precios de la electricidad relativamente altos, causados por el aumento de la demanda debido a las elevadas temperaturas sin precedentes registradas en Ontario durante el verano de 2002, llevaron al Gobierno de aquella época a congelar temporalmente dichos precios para los consumidores residenciales, institucionales y que eran pequeñas empresas.66

ii.2Como resultado de los problemas con que se enfrentó durante la experiencia inicial del mercado de 2002, el Gobierno de Ontario decidió reestructurar de nuevo el sistema eléctrico de Ontario en 2004 y, con ese objeto, promulgó la Ley de reestructuración del sector eléctrico de 2004 a fin de "reestructurar el sector de la electricidad de Ontario para promover el aumento del suministro y la capacidad de generación de electricidad, incluidos el suministro y la capacidad procedentes de fuentes de energía alternativas y renovables, facilitar la gestión de la carga y la gestión de la demanda de electricidad, fomentar la conservación de la electricidad y el uso eficiente de ésta y regular los precios en una parte del sector de la electricidad".67 Una de las reformas fundamentales introducidas por la Ley de reestructuración del sector eléctrico de 2004 fue la creación del Organismo de Energía de Ontario ("OPA"), al que se confiaron varias funciones importantes, incluidas la planificación general a largo plazo del sistema, las actividades encaminadas a apoyar la obtención de un suministro de electricidad suficiente, fiable y seguro y la promoción de la diversificación de la oferta de electricidad de Ontario con especial hincapié en la energía renovable y limpia.68 La Ley de reestructuración del sector eléctrico de 2004 estableció las bases del sistema eléctrico que funciona actualmente en Ontario.


iii)El actual sistema eléctrico "híbrido" de Ontario

iii.1En su estructura actual, el sistema eléctrico de Ontario se ha descrito como un sistema parcialmente liberalizado "híbrido"69 en el que entidades tanto públicas como privadas participan en las actividades básicas de producción, transmisión, distribución y venta al por menor. Aunque el sistema está lejos de estar dominado por el Gobierno como lo estuvo durante sus ocho primeras décadas de actividad, el Gobierno de Ontario sigue desempeñando una función decisiva en todos los aspectos de su funcionamiento. En las secciones siguientes se describen los participantes fundamentales en ese sistema y sus interacciones.
Producción

iii.2Al final del año 2010, había en Ontario aproximadamente 34.700 MW de capacidad de producción instalada.70 Esta capacidad puede dividirse en términos generales entre tres grupos de productores71: i) los activos de la OPG propiedad del Gobierno, que, como ya se ha dicho, son los antiguos activos de producción de Ontario Hydro; ii) los NUG, que son productores privados que concertaron contratos de suministro con Ontario Hydro en los años ochenta y noventa; y iii) los productores de energía independientes ("IPP"), que son todos los demás productores de Ontario que iniciaron sus operaciones cuando se reestructuró el mercado al por mayor. Entre los IPP figuran los productores que funcionan en el marco del Programa TR.

iii.3La OPG es una empresa totalmente propiedad del Gobierno de Ontario que posee tres instalaciones de producción nucleares, cinco térmicas, 65 hidroeléctricas y dos de energía eólica.72 En 2010, la OPG generó aproximadamente el 58% de toda la electricidad producida en Ontario. Las instalaciones de producción nucleares e hidroeléctricas de carga básica se clasifican como "activos regulados de la OPG". Los precios que percibe la OPG por la electricidad que producen esas instalaciones son establecidos por la Comisión de la Energía de Ontario ("OEB")73 sobre la base del principio de "recuperación de los costos y un margen de rentabilidad".74 Para 2011, la rentabilidad del capital percibida por los activos regulados de la OPG fue fijada por la OEB en el 9,43%.75 No obstante, los pagos percibidos por la OPG por el suministro de electricidad procedente de sus otras instalaciones hidroeléctricas y alimentadas por carbón "no reguladas", que representan el 8% de la producción de electricidad en Ontario, no están orientadas por el principio de recuperación de los costos y un margen. Estos activos reciben el precio horario de la energía de Ontario ("HOEP"76), que generalmente es inferior al precio regulado que obtienen los activos regulados de la OPG. El Canadá explica que los activos no regulados de la OPG reciben el HOEP porque "la mayor parte de ellos son instalaciones propiedad del Estado [que] tienen más de 60 años, y los costos de capital de esas instalaciones se han amortizado en gran medida.77 Análogamente, las instalaciones alimentadas por carbón de la OPG reciben el HOEP porque, de nuevo, son instalaciones "cuyos costos se han amortizado en gran medida", o un precio contratado con la OEFC que permite a la OPC recuperar sus costos.78 En 2014 se pondrá fin a las operaciones de estos activos alimentados por carbón no regulados.79

iii.4El resto de los productores que funcionan en Ontario representa el 42% del suministro de electricidad. De ellos, los IPP, que producen alrededor del 40% del suministro de electricidad de Ontario, reciben precios que se negocian o se establecen en el marco de distintos tipos de iniciativas y contratos del OPA, incluidos: los contratos de suministro de energía limpia ("CES") para el gas natural80; las Solicitudes de propuestas I, II y III en relación con el suministro de energía renovable ("RES")81; la iniciativa sobre contratos hidroeléctricos ("HCI") para instalaciones hidroeléctricas no propiedad de la OPG conectadas a la red82; las Solicitudes de propuestas I, II y III en relación con la cogeneración de energía térmica y eléctrica ("CHP")83; el Programa de oferta normalizada de energía renovable ("RESOP")84; y el Programa TR.

iii.5En el marco de las iniciativas CES y RES, el OPA concedía contratos de suministro mediante un proceso de licitación competitiva que establecía los precios de la electricidad suministrada a los niveles de la oferta más baja que cumplía las condiciones especificadas. Los precios pagados a los productores que funcionan en el marco de las iniciativas HCI y CHP fueron negociados con el OPA y, según el Canadá, tomaron por lo general como guía las tarifas abonadas en el marco de contratos competitivos, determinadas mediante una solicitud de propuestas.85 En el marco del RESOP, los precios pagados a los productores de energía solar FV se basan principalmente en el principio de recuperación de los costos. En el caso de los productores de energía no solar acogidos al RESOP, los precios se basan en los aplicados en el marco de la iniciativa RES. En el caso del Programa TR, el precio recibido por los productores habilitados está orientado por el principio de recuperación de los costos y un margen.86 La tasa de rentabilidad del capital después de deducidos los impuestos utilizada para elaborar la lista de precios TR en 2009 fue del 11%.

iii.6Según el Japón, los productores que no funcionan en el marco del RESOP o del Programa TR recibirán de 5,0 centavos de dólares canadienses/kWh a 23,9 centavos de dólares canadienses/kWh.87 En el marco de los contratos del RESOP del OPA, los productores de energía no solar reciben 11,04 centavos de dólares canadienses/kWh con un pago adicional de 3,52 centavos de dólares canadienses/kWh por la electricidad suministrada durante las horas punta; mientras los productores de energía solar FV reciben 42,0 centavos de dólares canadienses/kWh.88 La lista de precios TR prevé pagos en una gama de 10,3 centavos de dólares canadienses/kWh a 80,2 centavos de dólares canadienses/kWh. Los proyectos de energía eólica reciben 13,5 centavos de dólares canadienses/kWh (en tierra) o 19,0 centavos de dólares canadienses/kWh (frente a la costa) con una provisión del 20% de la tarifa para prever los aumentos debidos a la inflación, y los proyectos de energía solar FV reciben de 44,3 centavos de dólares canadienses/kWh a 80,2 centavos de dólares canadienses/kWh (según su tamaño y su tecnología) sin aumentos previstos. Todas las tarifas contratadas con el OPA "son por lo general más altas que el [HOEP]".89

iii.7Por último, los precios pagados a los NUG por el suministro de electricidad se negociaron hace 20 años y no están basados en el principio de "recuperación de los costos y margen". En lugar de ello, los precios pagados a estos productores están vinculados con los precios que pagan los grandes consumidores de electricidad.90 Aunque los precios exactos de esos contratos no están a disposición del público91, se sabe que son "por lo general más altos que el HOEP".92 Se estima que la tarifa media de los contratos es de 8,0 centavos de dólares canadienses/kWh.93 Según el Japón, los contratos importantes con los NUG comenzarán a expirar en 2012, y la mayor parte de ellos habrán expirado en 2017.94


Transmisión y distribución

iii.8Como ya se ha dicho, los sistemas de electricidad que utilizan redes integradas de líneas de transmisión de alta tensión y líneas de distribución de tensión relativamente menor suministran la electricidad desde las plantas productoras al usuario final general. En Ontario, las líneas de transmisión de alta tensión transportan la electricidad a tensiones superiores a 50 kilovoltios ("kV") y se utilizan para llevar la electricidad a grandes distancias, de las plantas productoras a los centros de carga o de población a fin de reducir las pérdidas de energía.95 Una vez que la electricidad está próxima a un centro de distribución, la tensión se reduce en una estación transformadora, y la electricidad se transporta hasta los clientes por líneas de distribución a tensiones de 50 kV e inferiores.96

iii.9Normalmente los productores se conectan con el sistema de transmisión o el sistema de distribución sobre la base de su capacidad. En particular, los productores con una capacidad superior a 10 MW (incluidos los productores de gran capacidad del Programa TR) se conectan habitualmente con el sistema de transmisión, y los productores con una capacidad de 10 MW o menos (incluidos los productores TR y microTR de capacidad reducida) se conectan habitualmente con el sistema de distribución.97 Los productores que se conectan con el sistema de transmisión deben suministrar la electricidad a tensiones superiores a 50 kV mientras que los productores que se conectan con el sistema de distribución deben suministrarla a tensiones de 50 kV o inferiores.

iii.10Los productores que se conectan con el sistema de transmisión se registran en la Administración Independiente del Sistema Eléctrico (IESO)98 y se conectan con el sistema de transmisión de alta tensión, que es casi por completo propiedad de Hydro One, que se encarga de su funcionamiento.99 Hydro One fue establecida de conformidad con la parte IV de la Ley de electricidad de 1998 como una sociedad de cartera con el objetivo de ser propietaria de los sistemas de transmisión y los sistemas de distribución y dirigir sus operaciones a través de una o varias filiales.100 La empresa es totalmente propiedad del Gobierno de Ontario y está bajo su control.101 Es también un "organismo" del Gobierno de Ontario.102 Una filial de Hydro One, Hydro One Networks Inc., es propietaria del 97% del sistema de transmisión de Ontario y se encarga de su funcionamiento.103 Otras cuatro empresas son propietarias del 3% restante y se encargan de su funcionamiento.104

iii.11Los productores conectados con el sistema de distribución lo están a través de una empresa de distribución local.105 Hydro One posee y explota aproximadamente la cuarta parte del sistema de distribución de Ontario a través de varias filiales que sirven a 1,3 millones de clientes, de un total de 4,7 millones, principalmente en las zonas rurales.106 El resto del sistema de distribución de Ontario es explotado actualmente por 80 empresas de distribución local, 77 de las cuales son propiedad de gobiernos municipales.107


Regulación y administración

iii.12El sistema eléctrico de Ontario está actualmente administrado y regulado por varias entidades públicas. Entre las más importantes a efectos de las presentes diferencias se encuentran el OPA, la IESO, la OEFC y la OEB.

- El Organismo de Energía de Ontario

iii.13El OPA es un "organismo"108 del Gobierno de Ontario encargado de administrar el suministro de electricidad y los recursos correspondientes de Ontario a fin de satisfacer sus necesidades a medio y largo plazo. El OPA se estableció en el marco de la Ley de reestructuración del sector eléctrico de 2004 como "[u]na sociedad sin capital accionario"109 y realiza sus operaciones y actividades sin fines de lucro.110 Está incluida entre las "responsabilidades legislativas" del Ministerio de Energía del Gobierno de Ontario111, y recibe y ejecuta directivas del Ministro de Energía.112 Entre los objetivos previstos por ley para el DPA figuran los de desarrollar:

[A]ctividades en apoyo del objetivo de garantizar en Ontario un suministro de electricidad suficiente, fiable y seguro y los recursos correspondientes; [y]

... actividades para facilitar la diversificación de las fuentes del suministro de electricidad fomentando la utilización de fuentes de energía y tecnologías más limpias, incluidas fuentes de energía alternativas y fuentes de energía renovables; ...113

Para alcanzar estos y otros objetivos, se concedió al OPA, entre otras, la facultad de:

[C]oncertar contratos relativos a la adquisición de suministro de electricidad y de capacidad de generación de electricidad en Ontario o fuera de Ontario; [y]

... concertar contratos relativos a la adquisición de suministro de electricidad y de capacidad de generación de electricidad mediante fuentes de energía alternativas o fuentes de energía renovables para ayudar al Gobierno de Ontario a alcanzar los objetivos de desarrollo y empleo de tecnología y recursos en materia de energía alternativa o renovable; ...114

iii.14Los contratos de suministro del OPA establecen precios garantizados a largo plazo, por un período que es habitualmente de 20 años.115 El OPA ha utilizado su facultad de concertar contratos para garantizar el suministro actual y futuro de electricidad procedente de diversas instalaciones de producción de propiedad privada y pública, incluidas las que utilizan tecnologías basadas en la energía nuclear, el gas, el agua, el viento, la energía solar y la bioenergía.116 El 30 de junio de 2011, el OPA tenía contratados 19.090 MW de capacidad de suministro de electricidad, de los cuales 12.426 MW eran resultado de operaciones comerciales.117

- La Administración Independiente del Sistema Eléctrico

iii.15La IESO es otro "organismo" del Gobierno de Ontario.118 Al igual que el OPA, la IESO es una "sociedad sin capital accionario" y sin fines de lucro119 y está incluida entre las "responsabilidades legislativas" del Ministerio de Energía del Gobierno de Ontario.120 Análogamente, de conformidad con la Ley de electricidad de 1998, la IESO está también bajo control del Gobierno de Ontario.

iii.16La IESO administra los mercados de electricidad de Ontario y explota y mantiene la red que controla para garantizar la coordinación en tiempo real entre el suministro y la demanda de electricidad.121 En particular, la IESO administra el mercado mayorista de electricidad de Ontario (el "mercado físico"), en el que participan los productores, los comerciantes, los servicios públicos y las entidades que consumen grandes volúmenes de electricidad.122 Esto no sólo implica la supervisión y dirección por la IESO del movimiento de la electricidad en la red que controla sino también la liquidación de los pagos entre los participantes en el mercado. A este respecto, la IESO explica su función del modo siguiente: "En el mercado físico, recaudamos fondos de los compradores y transferimos fondos a los vendedores. No adquirimos realmente la titularidad sobre la energía y somos, por ley, neutrales en cuanto a los ingresos".123 El proceso de liquidación en el mercado físico consta de cuatro pasos: i) reunión y procesamiento de los datos obtenidos de los contadores para producir datos que puedan utilizarse en la liquidación; ii) utilización de los datos que pueden utilizarse en la liquidación para determinar los ingresos debidos a los proveedores, los costos de los consumidores y diversos costos generales que deben pagar los participantes en el mercado; iii) facturación a los participantes; y iv) transferencia de fondos entre los compradores y los proveedores de energía.124

iii.17La IESO supervisa también el funcionamiento fiable del sistema de transmisión provincial125 y elabora y aprueba las Normas de mercado, que definen los mercados administrados por ella y describen su funcionamiento, y los Manuales de mercado, que proporcionan orientaciones detalladas para diversas actividades de los participantes en el mercado.126

- La Comisión de la Energía de Ontario

iii.18La OEB es un "organismo"127 del Gobierno de Ontario que regula los sectores de la electricidad y el gas natural de Ontario de conformidad con el interés público.128 En el sector de la electricidad, esta regulación se realiza sobre la base de la facultad de la OEB de establecer tarifas de transmisión y distribución y de su facultad de conceder licencias a todos los participantes en el mercado. Como ya se ha señalado129, la OEB determina los precios a que se debe pagar a los activos "regulados" de la OPG por la electricidad suministrada a la red de electricidad de Ontario.130 La OEB mantiene también el Plan de precios regulados ("RPP"), que establece los precios que pagan los consumidores minoristas que compran electricidad a empresas de distribución local. El 1º de noviembre de 2011, los precios aplicados en el marco del RPP variaban de 7,1 centavos de dólares canadienses/kWh a 8,3 centavos de dólares canadienses/kWh para los clientes con contadores normalizados y de 6,2 centavos de dólares canadienses/kWh a 10,8 de centavos de dólares canadienses/kWh para los clientes con contadores "inteligentes".131 Por último, entre las demás funciones de la OEB figura la responsabilidad de establecer, entre otras cosas, los códigos para el sistema de transmisión, el sistema de distribución y la liquidación por suministro minorista al por menor.132 El Código del sistema de transmisión establece las normas mínimas que deben cumplir los transmisores de electricidad (es decir, Hydro One Networks Inc. y otras empresas transmisoras de menor tamaño) al diseñar, construir, administrar y explotar su sistema de transmisión.133 El Código del sistema de distribución establece las obligaciones mínimas que deben cumplir los distribuidores de electricidad con licencia (es decir, las empresas de distribución local, incluidas las filiales de Hydro One) al distribuir la electricidad dentro de la zona de servicios prevista en su licencia.134 El Código de liquidación por suministro minorista establece las obligaciones mínimas que deben cumplir los distribuidores de electricidad (es decir, las empresas de distribución local, incluidas las filiales de Hydro One) y los proveedores minoristas (es decir, las entidades con licencia para revender electricidad) al realizar las liquidaciones financieras.135

- La Ontario Electricity Financial Corporation

iii.19La OEFC fue establecida por la Ley de electricidad de 1998 como una "sociedad sin capital accionario"136 y es otro "organismo"137 del Gobierno de Ontario. Se encomienda a la OEFC, entre otras cosas, la administración de los contratos para el suministro de electricidad con los productores sin vocación de servicio público (NUG).138 Los contratos de la OEFC con los NUG se concertaron antes del establecimiento del OPA en 2004. Contratos importantes de la OEFC comenzarán a expirar en 2012.139 Se ha ordenado al OPA que intente concertar nuevos contratos con NUG cuando expiren los contratos existentes con la OEFC o cuando un NUG y la OEFC hayan acordado poner fin a un acuerdo existente antes de su fecha de expiración.140

Precios al por mayor y precios al por menor

- Precios al por mayor

iii.20El precio de la electricidad al por mayor varía según el costo de la electricidad, que se determina sumando el cargo por el producto básico (compuesto por el precio horario de la energía de Ontario más el ajuste global141) y los costos que llevan consigo los servicios de transmisión y funcionamiento del mercado.142 Pagan el precio al por mayor a la IESO todos los consumidores mayoristas, incluidas las empresas de distribución local y los grandes consumidores industriales directamente conectados con la red de transmisión controlada por la IESO.



El precio horario de la energía de Ontario

iii.21El precio horario de la energía de Ontario ("HOEP") es el precio de la electricidad vendida al por mayor que establece la IESO mediante un mecanismo de mercado informatizado que utiliza "cúmulos" de suministro y demanda a fin de determinar para cada intervalo de cinco minutos: i) qué productores suministran la electricidad y qué consumidores la consumen; ii) el volumen de electricidad que ha de suministrarse y consumirse; y iii) el precio de equilibrio de mercado ("PEM") y el HOEP de esa electricidad.

iii.22El "sistema de cúmulos" de la IESO se establece partiendo de la premisa de que determinados productores son capaces de variar con facilidad su producción de electricidad mientras que otros no lo son y de que análogamente determinados consumidores son capaces de variar con facilidad su consumo de electricidad mientras que otros no lo son. Los productores y los consumidores que pueden variar con facilidad su producción o su consumo de electricidad se denominan "despachables" y reciben de la IESO cada cinco minutos instrucciones sobre el "despacho" que indican el volumen que ha de suministrarse o consumirse. Los productores y consumidores que no pueden variar con facilidad su producción o su consumo de electricidad se denominan "no despachables"; no reciben de la IESO instrucciones sobre el "despacho", sino que su suministro y su demanda se consideran fijos, y la IESO los coloca automáticamente en primer plano de sus cúmulos de suministro y demanda.

iii.23Para determinar qué productores deben ser objeto de despacho físico, la IESO utiliza un programa informático de "despacho económico con limitaciones por motivos de seguridad" basado en un algoritmo de optimización a fin de hallar la manera menos costosa de responder a la demanda prevista con los recursos de producción disponibles.143 El programa utiliza también un modelo de la red de transmisión para descubrir si esa combinación de producción al costo mínimo podría sobrecargar dicha red. Si el programa observa que cualesquiera limitaciones de la transmisión han sido infringidas, repite una rutina de optimización hasta que encuentra la solución al costo mínimo que no infringe ninguna limitación. Los productores no despachables no reciben ninguna instrucción de la IESO sino que se considera que su suministro previsto es fijo y que la rutina de optimización lo tiene en cuenta.

iii.24Tras el despacho físico de la electricidad, el precio de equilibrio de mercado (PEM) y el precio horario de la energía de Ontario (HOEP) se calculan sin tener en cuenta las limitaciones de la transmisión.144 En primer lugar, la IESO crea un cúmulo de suministro en el que las ofertas de suministro se ordenan por el orden creciente de los costos, comenzando por los productores no despachables, que son colocados al principio del cúmulo.145 Los productores no despachables no presentan "ofertas" formales sobre la electricidad que están dispuestos a suministrar durante cada intervalo de cinco minutos, pero sí deben presentar programas de producción (en el caso de los productores que determinan sus propios programas) o previsiones de producción (en el caso de los productores intermitentes), de manera que la IESO pueda tener en cuenta su volumen de suministro al principio del cúmulo.

iii.25Después de tener en cuenta ese suministro fijo, la IESO pasa a ocuparse del suministro variable ofrecido por los productores despachables. Una vez más, el suministro de los productores despachables se considera variable porque se puede "despachar" o "dejar de despachar" según las instrucciones de la IESO. Los productores despachables deben presentar "ofertas" de precio/volumen para cada intervalo de cinco minutos. Aunque muchos productores despachables recibirán en realidad precios regulados o contractuales por la electricidad que suministren al sistema, deben sin embargo presentar ofertas de precios a la IESO para indicar el volumen que están dispuestos a suministrar en un determinado intervalo de cinco minutos. Estas ofertas de precios de los productores despachables sirven como una señal para el despacho -es decir, como un mecanismo que permite que la IESO seleccione el suministro de electricidad-, y no como el precio que esos productores recibirán realmente. La IESO ordena las ofertas de precios de los productores despachables por orden ascendente a fin de completar su cúmulo de suministro. Este proceso se ilustra en el diagrama presentado por el Japón que figura a continuación.146





Diagrama 1: Cúmulo del suministro de electricidad de la IESO

iii.26Análogamente, la IESO ordena en cúmulos la demanda de electricidad, comenzando por las cargas no despachables, seguidas por las cargas despachables. Las cargas no despachables son aquellas que sencillamente extraen electricidad de la red cuando se necesita y, por lo tanto, no pueden variar con facilidad su consumo. Por consiguiente, la IESO las considera demanda fija147, que se coloca automáticamente al principio del cúmulo. Las cargas no despachables representan la mayor parte de la energía consumida en Ontario. Las cargas despachables son aquellas que pueden variar su consumo de electricidad; por lo tanto, presentan a la IESO "ofertas" que indican el precio y el volumen de la electricidad que están dispuestas a comprar. La IESO hace cúmulos de esas ofertas por orden descendente según el precio ofrecido. Este proceso se ilustra en el diagrama presentado por el Japón que figura a continuación.148





Diagrama 2: Cúmulo de la demanda de electricidad de la IESO

iii.27A continuación, la IESO sitúa el precio de equilibrio de mercado (PEM) para el intervalo de cinco minutos en la intersección de esos cúmulos de suministro y demanda de electricidad. El HOEP se calcula como un promedio de los 12 PEM determinados durante una hora dada. El promedio ponderado del HOEP basado en la demanda de Ontario durante el año civil 2010 fue de 3,79 centavos de dólares canadienses/kWh.149 El proceso utilizado para obtener el PEM se ilustra en el diagrama, presentado por el Japón que figura a continuación.150




Diagrama 3: Determinación del precio de equilibrio de mercado por la IESO

iii.28El PEM/HOEP es un precio "no limitado" en el sentido de que en su cálculo no se tienen en cuenta las limitaciones de la transmisión. Como resultado, puede no estar conforme con las órdenes de despacho, que sí tienen en cuenta esas limitaciones. De vez en cuando, la IESO puede obligar a un productor a producir pese a que el PEM se sitúe por debajo del precio que figura en la oferta de ese productor. En otras ocasiones, la IESO puede impedir que un productor produzca incluso si su oferta se sitúa por debajo del PEM. Para armonizar los incentivos económicos de los productores con los del operador del sistema, se pagan a los primeros créditos de liquidación por administración de la congestión siempre que su despacho tiene lugar en condiciones no económicas.151

iii.29Todos los productores que realicen sus operaciones a través del mercado mayorista administrado por la IESO recibirán el PEM/HOEP por la electricidad que suministren al sistema.152 Además, en el caso de los productores en relación con los cuales hay arreglos adicionales -es decir, los productores que reciben precios regulados establecidos por la OEB o precios contractuales establecidos por la OEFC o el OPA- dichos precios son objeto de un ajuste para conciliar la diferencia entre el PEM/HOEP y el precio regulado o contractual que recibe el productor. Esto se hace mediante el Ajuste Global.153

El Ajuste Global

iii.30La finalidad del Ajuste Global ("AG") es garantizar que los pagos de los consumidores reflejen las cantidades que han de pagarse a los productores según tarifas reguladas o contractuales que son distintas de la tarifa de mercado (es decir, el PEM/HOEP). El fundamento jurídico del AG se encuentra en el artículo 25.33 de la Ley de electricidad de 1998.154 Los artículos 1.6.7 y 1.6.11 de la parte 5.5 del Manual de mercado de la IESO contienen instrucciones detalladas sobre la manera en que debe determinarse y liquidarse el AG.155 En particular, el AG es una cantidad mensual establecida para reflejar la diferencia entre el PEM/HOEP y: i) los precios regulados pagados a los activos regulados de la OPG; ii) los precios contractuales pagados a los NUG que tienen contratos con la OEFC; y iii) los precios contractuales pagados a los productores que tienen contratos con el OPA.156

iii.31Por consiguiente, el AG está en relación inversa con el HOEP -es decir, un aumento del HOEP significa una disminución del AG y viceversa-.157 Cuando el PEM/HOEP se sitúe por debajo de los precios fijos (es decir, regulados o contractuales), el AG será un número positivo que representará la cantidad que ha de pagarse a los productores (y la cantidad cobrada a los consumidores); inversamente, cuando el PEM/HOEP supere los precios fijos, el AG será un número negativo que representará un cargo para los productores (y un crédito para los consumidores).158 Los pagos del AG resultan afectados siempre que se inicia nuevo suministro de electricidad, y el AG aumentará con cada nuevo contrato de conservación y suministro que establezca tarifas superiores al PEM/HOEP.159 El AG ha sido uniformemente positivo al menos desde 2009.160

iii.32El AG total debido a los productores se distribuye a prorrata entre los consumidores sobre la base de la cantidad de electricidad kWh que consumen, con independencia de qué productores suministran la electricidad en el momento en que tiene lugar ese consumo.161 El AG total se calculará en general sumando todos los ajustes introducidos en los precios debidos a los productores de electricidad y, a continuación, distribuyendo esa cantidad a prorrata entre las compras de electricidad de los consumidores.162 Desde su introducción en 2005, el AG se ha percibido de todos los consumidores de Ontario sobre esta base. Sin embargo, desde enero de 2011 los mayores consumidores industriales con una demanda mensual media superior a 5 MW han pagado el AG sobre la base de su parte en el consumo durante las cinco horas de mayor demanda del año. Al resto de los consumidores se les sigue cobrando sobre la base inicial.163 En 2010, el AG medio fue de 2,718 centavos de dólares canadienses/kWh.164

- Precios al por menor

iii.33Los precios pagados por los consumidores minoristas se determinan por lo general añadiendo al total del PEM/HOEP, el AG y otros derechos y cargas un cargo adicional de distribución para cubrir el costo del suministro de electricidad al consumidor. Los consumidores minoristas o bien compran electricidad sobre la base de su uso a sus empresas de distribución local o conciertan contratos para recibir electricidad con una empresa de distribución local o un proveedor minorista de electricidad con licencia. En el primer caso, los consumidores minoristas pagan el producto básico electricidad según el RPP de la OEB165 y, en el segundo caso, pagan el producto básico electricidad con arreglo a un contrato de venta al por menor. En 2010, había en Ontario 77 proveedores minoristas de electricidad del sector privado que vendían "contratos a empresas y consumidores".166 Actualmente hay 45 proveedores minoristas de electricidad con licencia que compiten con las empresas de distribución local en sus respectivas zonas de servicios.167

iii.34Los precios del RPP son pagados por consumidores residenciales o que son pequeñas empresas que compran electricidad a sus empresas de distribución local sobre la base del uso.168 Aunque esos precios del RPP se pagan a las empresas de distribución local, son examinados y establecidos por la OEB cada seis meses, concretamente para los períodos del 1º de mayo al 31 de octubre y del 1º de noviembre al 30 de abril de cada año y se basan en previsiones del HOEP y el AG.169 El AG no figura como una partida separada en las facturas de electricidad de los clientes acogidos al RPP porque se incluye directamente en las tarifas establecidas por la OEB.170 Los precios del RPP varían según el tipo de contador utilizado por el cliente.171 Con efectos a partir del 1º de noviembre de 2011, los precios para los clientes con contadores tradicionales (fijación de los precios por tramos) fueron 7,1 centavos de dólares canadienses/kWh (tramo bajo) y 8,3 centavos de dólares canadienses/kWh (tramo alto)172; y los precios para los clientes con contadores "inteligentes" (fijación de los precios según el tiempo de uso) fueron 6,2 centavos de dólares canadienses/kWh (períodos de consumo mínimo), 9,2 centavos de dólares canadienses/kWh (períodos de consumo medio) y 10,8 centavos de dólares canadienses/kWh (períodos de consumo máximo).173

iii.35Los consumidores minoristas no acogidos al RPP pueden concertar un contrato de compra al por menor con una empresa de distribución local o un proveedor minorista de electricidad con licencia, pagando un precio contractual por la electricidad durante un período fijo, más el AG.174


Liquidación de los pagos a los productores

iii.36La IESO está encargada de la liquidación en el mercado "físico" de electricidad en el que los participantes compran y venden energía.175 La liquidación en el mercado físico implica un proceso en cuatro etapas de reunión y procesamiento de datos, ajuste de los mercados, facturación a los participantes y transferencia de fondos.176 Durante ese proceso, la IESO recaudará los pagos de la electricidad de los consumidores y distribuirá esos fondos a los productores de electricidad.

iii.37En general, la parte de los pagos correspondiente al PEM/HOEP que la IESO recibe de los consumidores se entregará directamente a los productores, mientras que la parte correspondiente al AG se transferirá a los productores a través del OPA o en nombre de éste. No obstante, cuando el PEM/HOEP sea negativo, la IESO recibirá un pago por concepto de PEM/HOEP de los productores. Por consiguiente, la IESO determinará los fondos que debe recibir o pagar un participante en el mercado sobre la base del PEM/HOEP durante sus horas de participación en los mercados administrados por la IESO.177

iii.38La IESO recaudará el AG de los consumidores y lo distribuirá a los productores por conducto del OPA o en nombre de éste, de conformidad con la parte 5.5, artículos 1.6.7 y 1.6.11, del Manual de mercado de la IESO.178 Las normas para la liquidación del AG son complejas y varían según los distintos componentes del AG y la clase a que pertenece el participante en el mercado. No obstante, habitualmente, la IESO expide facturas mensuales en las que se indican las cantidades que los participantes en el mercado deben pagar o recibir y la fecha en que debe hacerse el pago179, y los participantes en el mercado deben pagar esas facturas a más tardar en la fecha especificada.180 Esas facturas contendrán una partida correspondiente a la liquidación de la diferencia entre el PEM/HOEP y los precios regulados o contractuales recibidos por determinados productores, es decir, el AG.181 Si el AG es positivo, se recauda del consumidor; si es negativo, la IESO pagará el AG al consumidor con cargo a su cuenta de compensación para las liquidaciones.182 A continuación, la IESO envía una parte del AG total recaudado al OPA para que liquide los pagos contractuales a los productores conectados con el sistema de transmisión y utiliza el resto para liquidar los pagos contractuales a los productores conectados con el sistema de distribución en nombre del OPA.183

iii.39Aunque el procedimiento de liquidación en el caso de los productores acogidos al Programa TR que están conectados con el sistema de transmisión es igual al arriba descrito, los productores acogidos al Programa TR conectados con el sistema de distribución recibirán sus pagos contractuales completos (es decir, el HOEP más el AG) de la empresa de distribución local con la que estén conectados. A continuación, la empresa de distribución local correspondiente solicitará el reembolso del AG al OPA por conducto de la IESO.184


iv)El Programa TR y los contratos TR y microTR185

iv.1El Programa TR puede describirse en términos generales como un plan aplicado por el Gobierno de Ontario y sus organismos mediante el cual se paga a los productores de electricidad a partir de determinadas formas de energía renovable un precio garantizado por kWh de electricidad suministrado al sistema eléctrico de Ontario en el marco de contratos de 20 ó 40 años con el OPA. En el caso de los proyectos de energía eólica con una capacidad de producción de electricidad superior a los 10 kW y de los proyectos de energía solar con una capacidad de hasta 10 kW debe alcanzarse un "nivel mínimo obligatorio de contenido nacional" en el desarrollo y la construcción de la instalación de producción de electricidad admisible.

iv.2El Programa TR fue puesto en marcha formalmente por el OPA el 1º de octubre de 2009 en cumplimiento de la Directiva emitida por el Ministro de Energía e Infraestructura de Ontario186 en ejercicio de las facultades que le confiere la Ley de electricidad de 1998187, modificada por la Ley sobre energía verde y economía verde de 2009.188 El Programa TR es la tercera de una serie de iniciativas adoptadas por el Gobierno de Ontario desde 2004 para aumentar el suministro de electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables al sistema eléctrico de Ontario a fin de diversificar el suministro combinado a éste y ayudar a sustituir las instalaciones alimentadas por carbón.189 Según la descripción del Ministro de Energía e Infraestructura de Ontario, los cuatro objetivos del Programa son: i) "aumentar la capacidad de suministro de energía renovable para asegurar una producción suficiente y reducir las emisiones"; ii) "introducir un método más sencillo para adquirir y desarrollar capacidad de producción procedente de fuentes de energía renovables"; iii) "habilitar nuevas industrias verdes mediante nuevas inversiones y creación de empleo"; y iv) "proporcionar incentivos para la inversión en tecnologías de energía renovable".190

iv.3La participación en el Programa TR está abierta a las instalaciones ubicadas en Ontario que producen electricidad exclusivamente a partir de una o varias de las siguientes fuentes de energía renovables: viento, energía solar fotovoltaica ("FV"), biomasa renovable, biogas, gas de vertederos o energía hidráulica.191 El Programa está dividido en dos partes: i) la parte TR -para los proyectos con una capacidad de producción de electricidad superior a 10 kW pero no superior a 10 MW en el caso de los proyectos basados en energía solar FV o 50 MW en el caso de los proyectos basados en energía hidráulica-; y ii) la parte microTR -para los proyectos con una capacidad de producción de hasta 10 kW de electricidad (habitualmente pequeños proyectos de producción en hogares, explotaciones agrícolas o empresas) .192

iv.4El Programa TR es administrado por el OPA y se ejecuta mediante la aplicación de un conjunto de reglas normalizado, contratos normalizados y, para cada clase de tecnología de producción, precios normalizados. Las reglas normalizadas figuran en varios instrumentos, los más específicos de los cuales son el Reglamento TR y el Reglamento microTR elaborados por el OPA. Otras reglas pertinentes están contenidas en las Normas de mercado de la IESO, el Manual de mercado de la IESO, el Código del sistema de transmisión, el Código del sistema de distribución y el Código de liquidación por suministro minorista.

iv.5Sólo se ofrecerá un contrato que les permita participar en el Programa a los proyectos que cumplan todos los requisitos específicos para ser habilitados, establecidos en el Reglamento TR y el Reglamento microTR193, y que puedan conectarse con el sistema eléctrico de Ontario.194 Cuando concierte un contrato TR o microTR, una entidad admisible deberá, entre otras cosas, construir, explotar y mantener la instalación de producción de electricidad a partir de energía renovable aprobada, de conformidad con todas las leyes y reglamentos pertinentes, y suministrar la electricidad producida al sistema eléctrico de Ontario. A cambio del cumplimiento de estas y otras obligaciones contractuales, la entidad será remunerada durante el período de vigencia del contrato de que se trate con arreglo a una fórmula basada en un precio contractual normalizado establecido por el OPA.195 Esto se hace mediante la aplicación de mecanismos similares a los utilizados para la liquidación de los pagos debidos a los productores que suministran electricidad al sistema eléctrico de Ontario en virtud de contratos distintos de los contratos TR.196 Así pues, aunque, en último término, el OPA tiene la responsabilidad contractual de todos los pagos hechos en virtud de contratos TR y microTR197, en la práctica, realiza los pagos reales una combinación del OPA, la IESO y las empresas de distribución local pertinentes.

5.Orden del análisis


i.1Los reclamantes alegan que el Canadá actuó en forma incompatible con las obligaciones que le imponen el Acuerdo SMC, el Acuerdo sobre las MIC y el GATT de 1994 debido al "nivel mínimo obligatorio de contenido nacional" adoptado por la provincia de Ontario en el marco del Programa TR, y aplicado mediante los contratos TR y microTR. Según los reclamantes, el Grupo Especial debería evaluar el fondo de estas alegaciones centrándose en primer lugar en las formuladas al amparo del Acuerdo SMC. Los reclamantes justifican esta afirmación aduciendo que, de los tres acuerdos abarcados invocados en estas diferencias, el Acuerdo SMC es el que trata más específicamente y de forma detallada las medidas en litigio, incluso con respecto a la naturaleza de la medida correctiva disponible en caso de una constatación de infracción. El Canadá, por otra parte, considera que el Grupo Especial debería tratar primero las alegaciones formuladas por los reclamantes al amparo del párrafo 4 del artículo III del GATT de 1994 porque, a su juicio, esta disposición se refiere más específicamente y de forma detallada al núcleo de la impugnación de los reclamantes, es decir, el "nivel mínimo obligatorio de contenido nacional".

i.2Señalamos que los reclamantes afirman que las medidas en litigio son medidas en materia de inversiones relacionadas con el comercio que afectan a las importaciones de equipo y componentes de producción de energía renovable, y el Canadá no lo niega. Esto parece indicar que, en comparación con el Acuerdo SMC y el párrafo 4 del artículo III del GATT de 1994, es el Acuerdo sobre las MIC el que trata más directa y específicamente y de forma detallada198 los aspectos del Programa TR y los contratos TR y microTR que se sitúan en el centro de las preocupaciones de los reclamantes. Teniendo esto en cuenta, comenzaremos nuestra evaluación de las alegaciones de los reclamantes centrándonos en las formuladas al amparo del Acuerdo sobre las MIC. No obstante, es evidente según los términos del párrafo 1 del artículo 2 del Acuerdo sobre las MIC que, al realizar esta evaluación199, tendremos que formarnos también necesariamente una opinión sobre el fondo de las alegaciones de los reclamantes acerca de la compatibilidad de las medidas impugnadas con el párrafo 4 del artículo III del GATT de 1994. Por ello, en la sección que figura a continuación evaluaremos simultáneamente el fondo de las alegaciones de los reclamantes tanto al amparo del párrafo 1 del artículo 2 del Acuerdo sobre las MIC como al amparo del párrafo 4 del artículo III del GATT de 1994.




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