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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iii)El mercado mayorista de electricidad como centro pertinente del análisis del beneficio519

iii.1En lo fundamental, el primer y principal argumento de los reclamantes es que si no existiera el Programa TR, un mercado mayorista de electricidad competitivo en Ontario no podría sustentar operaciones comercialmente viables de los productores TR afectados porque los términos y condiciones, incluido el precio, que caracterizarían a las compras privadas de electricidad en un mercado de esa naturaleza los expondrían a ingresos significativamente más bajos y a riesgos comerciales significativamente más altos comparados con los términos y condiciones asociados a la participación en el Programa TR. Para respaldar ese argumento, los reclamantes presentan varias referencias para el precio de la electricidad en un mercado mayorista competitivo, o representaciones de esa referencia, que en su opinión demuestran que el Programa TR ofrece "una remuneración superior a la adecuada" para las compras de electricidad por el OPA en el marco de los contratos TR y microTR. Los reclamantes también se centran en los precios garantizados a largo plazo (20 años) obtenibles en virtud del Programa TR, aduciendo que un comprador privado de electricidad en el mercado pertinente no podría beneficiarse de esa circunstancia. Además, los reclamantes observan que uno de los objetivos indiscutidos cruciales del Programa TR es inducir nuevas inversiones en instalaciones de generación de energía renovable, aduciendo que simplemente esto demuestra que los productores TR pertinentes no estarían operando en el mercado mayorista de electricidad de Ontario si el Programa no existiera.

iii.2El Canadá acepta que "la mayoría" de los productores TR afectados no podría operar de manera viable en un mercado mayorista competitivo de electricidad en Ontario. De hecho, el Canadá señala que uno de los objetivos del Programa TR era fomentar la construcción de nuevas instalaciones de generación de energía renovable que en otro caso no existirían.520 Sin embargo, rechaza la opinión de que esto demuestra que las compras de electricidad por el OPA en el marco del Programa TR otorgan un beneficio en el sentido del párrafo 1 b) del artículo 1 del Acuerdo SMC. El Canadá explica que las compras de electricidad por el OPA, incluidas las compras a productores de energía renovable en el marco del Programa TR, han sido consecuencia de la incapacidad del mercado mayorista de electricidad de Ontario para fomentar las inversiones en nuevas instalaciones de producción de electricidad que pudieran garantizar una oferta fiable y limpia suficiente para satisfacer las necesidades de Ontario a largo plazo (es decir, el problema de "la falta de dinero").521 El Canadá hace hincapié en que dados los distintos costos asociados a las distintas tecnologías que tienen que operar para lograr ese objetivo, la referencia más adecuada para el análisis del beneficio realizado por el Grupo Especial en relación con los contratos TR y microTR debe reflejar lo que el Canadá considera que es la condición fundamental para las compras de electricidad por el Gobierno de Ontario en el marco del Programa TR, a saber, que la electricidad sea producida por fuentes de energía renovables. Así pues, el Canadá mantiene que el "mercado" pertinente para la comparación tiene que ser el mercado de electricidad producida por tecnologías eólicas y solares FV de generación de electricidad.

iii.3Las distintas posiciones mantenidas por los reclamantes y el Canadá acerca de lo que debe ser la referencia de "mercado" adecuada plantean varias cuestiones importantes relacionadas con la naturaleza de los mercados mayoristas de electricidad competitivos y la conveniencia de utilizar uno o más de los ejemplos de esos mercados que se han presentado para determinar la existencia de beneficio en estas diferencias. Abordaremos ahora esas cuestiones, empezando por el problema de "la falta de dinero".

Las características económicas de los mercados de electricidad y el problema de "la falta de dinero"



iii.4Como ya hemos explicado522, la electricidad tiene algunas propiedades específicas en comparación con otros tipos de bienes. Es intangible y, con algunas excepciones limitadas, no puede almacenarse eficazmente.523 Además, se suministra a los consumidores mediante redes de líneas de transmisión y distribución que pueden fallar si la cantidad demandada (denominada carga) es mayor o menor que la cantidad suministrada durante un determinado período de tiempo. Esas propiedades implican que la electricidad tiene que producirse en el momento en que se consume, y que el flujo de la electricidad a través de una red de transmisión no puede dejarse al arbitrio de los distintos participantes en el mercado, sino que tiene que coordinarse y controlarse a nivel central.524 Los consumidores, y en consecuencia los gobiernos, consideran que la electricidad es un producto básico esencial porque una oferta segura, fiable y a largo plazo es necesaria para el funcionamiento adecuado de todas las economías modernas. El hecho de que no existan sustitutos próximos de la electricidad, combinado con la falta de señales de los precios que se puedan observar fácilmente desde la perspectiva de la demanda525, significa que en gran medida la demanda de electricidad no responde a los precios a corto plazo (es decir, es relativamente inelástica).526 Por consiguiente, en un gráfico la curva de demanda puede representarse por una línea (casi) vertical en un diagrama tradicional de oferta/demanda. Esta curva de demanda se desplazará de izquierda a derecha y viceversa en el curso de una hora, un día, una semana, un mes o un año, a medida que factores distintos del precio hacen que la cantidad demandada cambie. Entre esos factores cabe mencionar la temperatura, las horas de luz diurna, la fecha del año y la estructura y rendimiento de una economía. Las fluctuaciones estacionales de la demanda de electricidad en Ontario se describen gráficamente en el siguiente diagrama.527


Demandas punta en Ontario (MW) (días laborables)
La demanda de electricidad en Ontario cambia en función de la estación. El uso de electricidad aumenta más y se mantiene más alto en períodos más largos durante el verano debido al uso de acondicionadores de aire

HORAS DEL DÍA

Verano

Invierno

MW

26.000

24.000

22.000

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

Diagrama 4: Fluctuaciones estacionales de la demanda de electricidad en Ontario
iii.5Por lo general se acepta que una composición de diversas tecnologías de producción es deseable desde la perspectiva de la oferta a fin de garantizar un sistema eléctrico fiable y limpio. De hecho, como hemos explicado en otra parte528, el uso de una gama de tecnologías de producción es un imperativo técnico, económico y ambiental. Las tecnologías "convencionales"529 pueden separarse en producción de carga básica (caracterizada por altos costos fijos y bajos costos marginales, por ejemplo la energía nuclear), producción de carga intermedia (costos fijos y marginales moderados, por ejemplo, vapor producido por petróleo o gas) y producción de carga máxima (bajos costos fijos y altos costos marginales, por ejemplo, turbinas de combustión de gas de ciclo simple).530 Los productores de carga básica están diseñados para funcionar casi siempre531, proporcionando electricidad para satisfacer niveles básicos y sostenidos de demanda la mayoría de las horas del día y, lo que es importante, para mantener la red "viva". Las centrales de carga intermedia se utilizan para suministrar electricidad durante períodos en los que la demanda está por encima de los niveles básicos mínimos, pero no en su punta. Esos productores normalmente funcionan durante el día y la noche.532 Los productores de carga máxima satisfacen la demanda cuando es muy elevada, como durante los días más calientes del verano, y algunos pueden funcionar sólo unas pocas horas al día.533 La capacidad de los productores para ajustar rápidamente su nivel de producción, denominada capacidad de despacho, suele ser la más baja en los productores de carga básica y la más alta en los productores de carga máxima. Aunque por lo general la energía hidroeléctrica se clasifica como energía de carga básica, algunos tipos de instalaciones hidroeléctricas pueden ser despachadas.534 La producción de electricidad por medio de tecnología solar FV y eólica proporciona generación variable o intermitente, lo que significa que la energía sólo se produce durante determinados momentos del día y/o la noche. Normalmente, ambos tipos de instalaciones tienen costos de capital relativamente elevados por MW de energía producida535, pero pocos o ningún costo variable".536 Para sustituir parte de la capacidad de producción que se perderá cuando las centrales de carbón de Ontario se cierren al final de 2014537, la combinación del suministro en Ontario se ha ampliado para incluir tecnologías renovables como la eólica y la solar FV. Se espera que esas tecnologías representen un 11,5% de la capacidad de producción de Ontario en 2030.538 La composición de la producción de electricidad que existía en Ontario en 2010, así como algunas de sus características, figuran en el siguiente cuadro.539

Composición de la producción de electricidad en Ontario


Tecnología de producción

Porcentaje de la capacidad instalada en 2010

Porcentaje aproximado de la producción prevista en 2010

Tipo de
capacidad


Costo de

capital relativo

Costo de explotación relativo por KWh

Capacidad de despacho

relativa

Nuclear

31%

52%

Carga básica

Alto

Bajo

Baja

Hidráulica

22%

19%

Carga básica, carga máxima, renovable

Alto

Bajo

Baja para derivación directa, alta en embalse

Carbón

12%

8%

Intermedia

Medio

Bajo

Alta

Gas y petróleo

25%

15%

Carga máxima

Bajo

Alto

Alta

Eólica

4%

2%

Intermitente, renovable

Muy alto

Muy bajo

Baja

Solar FV

0,3%

< 0,1%

Intermitente, renovable

Muy alto

Muy bajo

Baja

Bioenergía

0,7%

1%

Intermedia, renovable

Medio

Bajo

Baja

Conservación

5%

4%

Carga básica, carga máxima

No aplicable

No aplicable

No aplicable


Cuadro 2: Composición de la producción de electricidad en Ontario

iii.6En un mercado mayorista de electricidad donde hay competencia efectiva, las ofertas que los productores presentan al operador del sistema suelen estar por lo general muy cerca de su costo de producción marginal.540 La comparación de esas ofertas con su producción define una curva de oferta en el marco oferta/demanda tradicional. Dadas esas características particulares, la curva de oferta de una composición habitual de productores aparecería como una función escalonada de pendiente ascendente que aumenta acusadamente a medida que la producción se acerca al límite de capacidad del mercado.

iii.7Como es habitual, la intersección de la curvas de oferta y demanda determina el precio de equilibrio de mercado y la cantidad de electricidad. Sin embargo, en los mercados de electricidad típicos la pendiente de ambas curvas sugiere que los precios pueden ser extremadamente volátiles, aumentando o cayendo acusadamente en respuesta a pequeños cambios en la demanda y/o la oferta. Esto no es necesariamente una característica indeseable en un mercado de electricidad. Siempre que se satisfagan determinados criterios (por ejemplo, consumidores bien informados del lado de la demanda, entrada/salida libre del lado de la oferta), la teoría económica sugiere que el resultado debería ser socialmente deseable.541 Unos precios altos, por ejemplo, deberían alentar a las familias y las empresas a consumir menos del producto escaso. Unos precios altos también ofrecen incentivos para que los productores interesados aumenten su producción y para que nuevas empresas entren en el mercado invirtiendo en nueva generación. Así pues, en teoría, un mercado de electricidad "bien diseñado" proporcionará un equilibrio a largo plazo "estructurado sobre una secuencia de precios al contado en el mercado mayorista a corto plazo [que] ofrecerían incentivos y compensación adecuados para sustentar inversiones en nueva generación de electricidad".542 No obstante, como explica el Profesor Hogan, "este mercado teórico ideal todavía no se ha alcanzado en muchos sistemas de electricidad, incluido el de Ontario".543 A nuestro entender, una de las principales razones de ello es la complejidad que representa la incorporación de una respuesta adecuada de la demanda a señales de la oferta en tiempos de escasez, o, en otras palabras, la dificultad de proporcionar a los consumidores de electricidad la información y los medios que necesitan para responder a las limitaciones de la oferta de electricidad en tiempo real.544

iii.8A falta de una demanda que responda mejor (pero no sólo por esa razón), los gobiernos y las autoridades reglamentarias han tratado de controlar la volatilidad potencial/real de los precios interviniendo en el mercado, debido al valor que unos precios estables de la electricidad tiene para sus economías, como consecuencia de lo cual en muchos países no ha habido inversiones suficientes en producción, porque no se permite que el precio al que se llega en su mercado mayorista "organizado" pueda aumentar hasta un nivel que a largo plazo compense plenamente a los productores por el costo global de sus inversiones (incluidos los costos fijos y los costos hundidos).545 Los inversores privados no estarán dispuestos a financiar la construcción de nuevas instalaciones de producción en esas condiciones; y a falta de esas inversiones un mercado de electricidad no podrá satisfacer de manera fiable la demanda de electricidad en el futuro. Esto, a lo que se hace referencia como el problema de "la falta de dinero"546, afecta no sólo a las tecnologías de generación eólica y solar FV, más costosas, sino también a las "tecnologías de generación convencionales cuando los mercados de energía única no apoyan la inversión".547 Para resolver este dilema "ha sido necesario establecer mercados alternativos a los mercados al contado mayoristas para incentivar las inversiones a largo plazo con objeto de satisfacer la demanda prevista", incluidos acuerdos de compra de energía (como en Ontario) y pagos por "capacidad".548

iii.9Por tanto, debido a las características específicas de la electricidad y a la naturaleza de los mercados mayoristas de electricidad competitivos, la intervención gubernamental será a menudo necesaria para garantizar una oferta de electricidad segura, fiable y sostenible a largo plazo.

La experiencia del mercado mayorista de electricidad de Ontario en 2002

iii.10Los reclamantes afirman que en 2002 existía en Ontario un mercado mayorista competitivo para la electricidad. El Canadá acepta que ese mercado existió entre mayo y noviembre de 2002.549 Durante ese período de siete meses, la electricidad generada por instalaciones que representaban el 94% de la capacidad de producción de Ontario se compró y vendió en el mercado mayorista a precios establecidos mediante un mecanismo de equilibrio del mercado administrado por el Operador Independiente del Mercado.550 Hasta un 90% de la capacidad de producción operativa durante ese período era de propiedad del gobierno y se gestionaba a través de la OPG551, que estaba sujeta a un Acuerdo de mitigación del poder en el mercado que imponía un límite de precios/ingresos y otras obligaciones para controlar su posible poder en el mercado como operador dominante.552 A pesar de ello, el Canadá explica que el mercado mayorista estaba "supeditado a que todos los productores (incluidos los de propiedad del gobierno a través de la Ontario Power Generation (OPG)) ofrecieran su electricidad en el mercado mayorista sobre la base de sus costos de producción marginales".553 Según el Canadá, "se esperaba que ello permitiera a los productores recuperar sus costos de capital y explotación y obtener una rentabilidad".554

iii.11La composición de tecnologías de producción de electricidad operativa en 2002 incluía instalaciones nucleares, de carbón, hidroeléctricas y de petróleo/gas, que en su conjunto representaban más del 99% de la capacidad disponible total (29.523 MW) y de la producción total de electricidad (149.690 GWh) en 2002.555 Aunque se esperaba que capacidad nuclear adicional de propiedad de la OPG empezara a ser operativa en el curso de 2001556, esto se demoró significativamente, y en consecuencia no estaba disponible en la fecha de apertura del mercado.557 Debido en parte a circunstancias que llegaron a conocerse como consecuencia de la no disponibilidad de esta capacidad de generación adicional558, así como a una falta preexistente de inversiones en nuevas fuentes de producción, se puso fin al mercado mayorista de electricidad de Ontario.559

iii.12El Canadá explica que durante el verano de 2002 temperaturas muy elevadas llevaron la demanda hasta niveles que los proveedores existentes no podían satisfacer sin aumentos de precios significativos. Entre mayo y noviembre de 2002, los precios aumentaron, en promedio, más del 30%.560 El Canadá atribuye la incapacidad de los proveedores para responder al máximo de demanda sin aumentos de precios significativos a la "estructura del mercado" existente durante ese período y a la demora en el restablecimiento de la producción en la Unidad 4 de la central nuclear de Pickering.561 El Japón formula aparentemente el mismo argumento, afirmando que "el que el Gobierno de Ontario promulgara la Ley de reestructuración del sector eléctrico de 2004, por la que se enmendó la Ley de electricidad de 1998, se debió a que la estructura de mercado establecida no incentivaba una entrada suficiente de nuevos productores".562

iii.13En su informe final al Ministerio de Energía, el Grupo de Tareas sobre Conservación y Oferta de Electricidad (ECSTF)563 identificó varias circunstancias que tuvieron lugar alrededor y durante el período de existencia del mercado mayorista y que configuraron las condiciones en que éste tenía que operar. En particular, el ECSTF destacó que "el colapso de Enron repercutió gravemente en los mercados financieros que se esperaba avalarían la creación de nueva capacidad", y que "el mercado de intercambio de energía a largo plazo" dejó de funcionar, al menos temporalmente.564 Según el ECSTF, esa "pérdida obró en menoscabo de la producción comercial, la transmisión comercial y un activo intercambio comercial de emisiones".565 De manera análoga, el ECSTF observó que "la retirada de los mercados financieros de la rama de producción de electricidad" tuvo por efecto desacelerar el desarrollo y la construcción de nuevas instalaciones alimentadas por gas, en las que también repercutieron "los máximos en los precios del gas natural y las preocupaciones por el suministro a largo plazo".566 De hecho, el ECSTF destaca que durante el período objeto de examen las centrales de gas "pasaron a ser considerados, cada vez más, como las más adecuadas para operaciones intermedias y de carga máxima, en lugar de carga básica".567 Evidentemente, esto tiene repercusiones en los aspectos económicos de cualquier inversión futura en generación basada en gas, ya que cabría esperar que las centrales intermedias y de carga máxima operaran menos que las centrales de carga básica. Por último, al igual que el Canadá, el ECSTF destaca que "las demoras y el aumento de los costos para poner de nuevo en servicio las cuatro unidades nucleares Pickering A contribuyeron a reducir la oferta y a un aumento y una mayor volatilidad de los precios", y observa que esto "se sumó a la preocupación de que el Gobierno siguiera tomando decisiones de inversión no económicas que perjudicarían la posición competitiva de los proveedores competidores en el mercado".568

iii.14Parece, por tanto, que además de los problemas de volatilidad de los precios asociados a los atributos intrínsecos de los mercados mayoristas de electricidad competitivos569, una combinación de otros factores que configuraron la interacción de la oferta y la demanda de electricidad en Ontario afectó a la operación del mercado mayorista competitivo que existió entre mayo y noviembre de 2002, poniendo límites críticos a lo que dicho mercado podía lograr.

iii.15Según el Canadá, la experiencia de 2002 demuestra que un mercado mayorista de electricidad competitivo "no sería suficiente para fomentar la construcción de nuevas instalaciones de producción capaces de proporcionar el suministro a largo plazo adicional que los residentes de Ontario necesitan".570 Esto es coherente con una de las principales constataciones del ECSTF, que concluyó que "el enfoque basado en el mercado adoptado a finales del decenio de 1990 tiene que mejorarse sustancialmente para que satisfaga las nuevas necesidades de producción y conservación de Ontario en los plazos en que lo necesitamos".571 A este último respecto, el ECSTF predijo que a falta de nueva capacidad o de medidas de reducción de la demanda, en Ontario se produciría un déficit de oferta de 5.000 7.000 MW en 2007, y de aproximadamente 25.000 MW en 2020. En el cuadro que figura a continuación se representan las previsiones del ECSTF sobre las condiciones de la oferta y la demanda.572




Producción existente en comparación con
la demanda máxima


Año

Capacidad total instalada (MW) sobre la base de los activos de generación existentes y la vida prevista de las instalaciones

Demanda máxima - predicción de crecimiento medio del IMO (MW)

Demanda máxima + reserva del 15% (MW)

40.000

35.000

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0


Diagrama 5: Producción existente en comparación con la demanda máxima
iii.16Tras haber "debatido seriamente" "soluciones de mercado y medidas para demostrar el compromiso con esas soluciones (como la disposición a permitir que los consumidores afronten cualesquiera precios que el mercado dicte y la venta de la producción de OPG a comerciantes y mayoristas privados)", el ECSTF opinó que esa vía "no garantiza que exista la oferta necesaria para sustituir a la producción basada en carbón en 2007 o para garantizar un comienzo temprano del proceso de desarrollo de opciones de oferta y demanda eficaces para rehabilitar o sustituir centrales nucleares anticuadas. No proporciona los precios estables y predecibles que los consumidores de Ontario demandan... [y] no garantiza que Ontario disponga de la composición de energías diversas que a nuestro juicio necesita para que los precios de su electricidad sigan siendo competitivos con los de mercados vecinos".573 El ECSTF concluyó que "habida cuenta de todo ello, ... recurrir únicamente a señales del mercado es simplemente un enfoque demasiado peligroso, dadas las posibles consecuencias que tendría el no conseguir pronto las inversiones necesarias en nueva oferta y conservación".574 Así pues, el ECSTF recomendó que "se recurriera menos al mercado al contado como señal para las nuevas inversiones".575

iii.17A nuestro juicio, la experiencia de apertura del mercado de Ontario en 2002 confirma lo que se sugiere en el Hogan Report, a saber, que los mercados mayoristas de electricidad competitivos rara vez atraerán inversiones suficientes en la capacidad de producción necesaria para garantizar una oferta de electricidad fiable. Las pruebas que tenemos ante nosotros indican que ese objetivo universal de todos los sistemas de electricidad no se podría haber alcanzado en Ontario en 2002 únicamente sobre la base de la operación de un mercado mayorista de electricidad competitivo.

El mercado mayorista de electricidad administrado por la IESO

iii.18El Japón afirma que el actual mercado mayorista de electricidad administrado por la IESO es un mercado mayorista de electricidad competitivo. Aduce que las fuerzas normales del mercado, entre ellas la oferta y la demanda, así como el costo de producción, actúan conjuntamente en ese mercado para fijar los precios de la electricidad al por mayor (es decir, el HOEP).576 Según el Japón, esos precios sirven "no sólo como señales sobre cuándo debe despacharse la electricidad, sino también como señales sobre cuándo debe consumirse la electricidad, al igual que hacen los precios en el mercado".577 El Japón observa que las Normas de mercado de la IESO indican que el objetivo de los mercados administrados por la IESO es "promover un mercado eficiente, competitivo y fiable para la venta y la compra al por mayor de electricidad y servicios auxiliares en Ontario".578 El Japón observa, además, que la propia IESO ha descrito el mercado que administra como un "mercado mayorista competitivo", en el que "los precios al por mayor se basan en la oferta y la demanda y reflejan el costo de la producción de electricidad".579

iii.19La Unión Europea, aunque inicialmente compartió muchas de las afirmaciones del Japón acerca del carácter "competitivo" del mercado mayorista de electricidad administrado por la IESO580, posteriormente coincidió con la afirmación de que el mecanismo de mercado de la IESO "tal vez no sea" el "clásico" mercado competitivo en el que la oferta y la demanda coinciden.581 De hecho, según la Unión Europea, "tal vez no haya muchos mercados 'clásicos' en muchas jurisdicciones por lo que respecta a la electricidad u otros productos".582

iii.20Observamos que el Japón, si bien ha aducido que el mercado mayorista administrado por la IESO es competitivo, ha hecho la siguiente descripción de la manera en que el HOEP realmente se determina;

Los productores despachables deben presentar "ofertas" de precio/volumen para cada intervalo de cinco minutos. Aunque muchos productores despachables recibirán en realidad tarifas reguladas o contractuales por la electricidad que venden, 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, y al hacerlo tienen que establecer estratégicamente el precio a ofrecer a fin de que su cantidad sea efectivamente seleccionada por la IESO. Así pues, las ofertas de precios de los productores despachables sirven como una señal para el despacho -es decir un mecanismo para que la IESO seleccione el suministro de electricidad- y no como la tarifa que esos productores realmente reciben. Aquellos para los que sería muy costoso cerrar, como las instalaciones nucleares, probablemente ofrecerían un precio cero o cercano para poder siempre operar, mientras que otros productores probablemente ofrecerían precios que cubrieran sus costos de producción marginales.583

iii.21La descripción del Japón pone de relieve dos puntos importantes, el primero de ellos que la mayoría de los productores que participan en el mercado mayorista administrado por la IESO no reciben el HOEP. De hecho, instalaciones que en 2010 representaban el 92% de la capacidad de generación de Ontario no reciben el HOEP, sino un precio más alto establecido por la OEB (50% de la capacidad) o en virtud de contratos con el OPA o la OEFC (42% de la capacidad).584 Los únicos productores que reciben únicamente el HOEP son las instalaciones hidroeléctricas no reguladas de la OPG y dos de sus instalaciones de generación por carbón.585 El Canadá ha explicado que esas instalaciones son relativamente antiguas (la mayoría de ellas funciona desde hace más de 60 años), con costes de capital en gran medida amortizados.586 Además, las instalaciones de carbón quedarán fuera de servicio a fines de 2014.587 Debido a ello, el Gobierno de Ontario ha decidido que esas instalaciones no reguladas reciban el HOEP en lugar de un precio "guiado por el principio de recuperación de los costos y un margen de rentabilidad".588

iii.22La segunda característica significativa del mercado mayorista administrado por la IESO que pone de manifiesto la descripción del Japón se sigue de la primera, a saber, que la principal motivación subyacente en las ofertas de precio de un productor es ser seleccionado para despachar electricidad, y no cubrir sus costos de producción marginales. El Canadá confirma que esto es exactamente lo que sucede, y explica que las instalaciones nucleares e hidroeléctricas reguladas de la OPG (que representan la mayoría de la producción en Ontario) hacen en el mecanismo de equilibrio del mercado de la IESO ofertas que son "tan bajas (a menudo tarifas negativas) que la IESO tiene que aceptarlas".589 Según el Canadá, la OPG hace ofertas a un precio tan bajo "para asegurarse de que su electricidad sea aceptada", sabiendo que no afectarán a sus ingresos, que dependen del precio regulado establecido por la OEB. De manera análoga, con respecto a una categoría de productores acogidos a los contratos, los NUG, Hogan destaca que "como los precios contractuales están por encima tanto del costo marginal como del precio de equilibrio de mercado durante los períodos que no son de consumo máximo los NUG tienen incentivos para producir energía no rentable en esos períodos".590 Generalmente, los costos de producción tampoco son motivo de consideración para los "activos no regulados" de la OPG que reciben el HOEP, ya que este precio, como cuestión de política, se ha considerado suficiente para estos activos más antiguos y en gran medida amortizados, con independencia de que les permita o no cubrir los costos marginales.

iii.23De lo anterior se desprende que las ofertas de precios adjuntas a las ofertas de suministro de un productor en el mercado mayorista administrado por la IESO no están motivadas por la necesidad de cubrir los costos de producción marginales (como normalmente ocurriría en el caso de un mercado mayorista de electricidad competitivo como el que existía en Ontario en 2002591), sino más bien por la necesidad de cada productor de ser escogido para suministrar electricidad a la red de Ontario a fin de recibir sus precios contractuales o regulados. Por tanto, el mercado mayorista administrado por la IESO no llega a su precio de equilibrio (el HOEP) en virtud de fuerzas de oferta y demanda no afectadas por las políticas del Gobierno de Ontario. En la medida en que el Gobierno de Ontario (a través de la OEB, el OPA y la OEFC) garantiza que el 92% de la capacidad de producción de Ontario se remunere a precios superiores al HOEP, y ordena a los activos no regulados de la OPG que acepten el HOEP con independencia de sus costos de producción, nos parece claro que el HOEP no es un resultado de mercado que pueda utilizarse a fin de realizar el presente análisis del beneficio. Esto es así porque, en muchos aspectos importantes, el nivel de equilibrio del HOEP es una consecuencia directa de la política de fijación de precios de la electricidad y las decisiones sobre composición del suministro adoptadas por el Gobierno de Ontario. En consecuencia, como destacan el Canadá y el Profesor Hogan, el mecanismo de equilibrio del mercado mayorista administrado por la IESO tal vez puede caracterizarse mejor como un instrumento para que la IESO adopte las decisiones de despacho necesarias para equilibrar la oferta y demanda físicas de electricidad.592

iii.24La Unión Europea sostiene que "un posible medio para evaluar si el HOEP representa el precio de la electricidad en Ontario en condiciones de mercado" consiste en compararlo con los precios de las importaciones y exportaciones de electricidad de Ontario.593 Tras examinar los precios medios de importación y exportación de electricidad de y a las provincias vecinas (incluida Manitoba) y los Estados Unidos (Michigan, Minnesota y Nueva York) a lo largo de los últimos tres años, la Unión Europea concluye que "la similitud entre el HOEP y los precios de importación y exportación es ... reveladora de que el HOEP refleja fielmente el precio aplicado en Ontario y las jurisdicciones vecinas en condiciones de mercado".594 La Unión Europea considera que esta conclusión es válida porque "ni las provincias canadienses ni los Estados de los Estados Unidos están sujetos a reglamentaciones gubernamentales generales", lo que significa que "esas entidades comercian electricidad basándose totalmente en su demanda y en la oferta disponible".595 Las inferencias que la Unión Europea saca de los datos nos plantean varios problemas.

iii.25En primer lugar, recordamos que el HOEP no representa un precio de equilibrio fijado en un mercado mayorista competitivo de un tipo que pueda utilizarse a efectos de realizar el presente análisis del beneficio. Antes bien, el HOEP es un precio que está muy influido por la política de fijación de precios de la electricidad y los reglamentos y decisiones sobre la composición del suministro del Gobierno de Ontario. Así pues, en la medida en que los precios de exportación e importación reflejan el HOEP o están "vinculados" a él, no puede considerarse que reflejen precios establecidos en un mercado mayorista de electricidad competitivo.

iii.26En segundo lugar, si, como el Profesor Hogan sugiere, los exportadores de electricidad la suministrarán a Ontario cuando la diferencia entre los precios al por mayor en distintas jurisdicciones sea "lo bastante grande" para justificar el arbitraje entre los dos sistemas, se sigue que el nivel del precio en el mercado mayorista interno de un exportador influirá de manera significativa en el precio de las exportaciones. Sin embargo, aparte de afirmar que los exportadores pertinentes "comercializan electricidad basándose totalmente en su demanda y en la oferta disponible", la Unión Europea no ha presentado ninguna prueba que demuestre que los propios mercados mayoristas de electricidad internos de Manitoba, Michigan, Minnesota y Nueva York se basan en "condiciones de mercado" que no están distorsionadas de manera significativa por la intervención gubernamental. Habida cuenta de ello, el hecho de que el HOEP sea similar a los precios de exportación e importación podría simplemente reflejar la existencia de mercados mayoristas no del todo competitivos en las jurisdicciones vecinas. Además, como se explica con más detalle en la siguiente sección, el mercado mayorista de electricidad de Nueva York no es la única fuente de remuneración que hace que los productores sigan participando en el sistema eléctrico de Nueva York.596

iii.27Las características de los intercambios de importación y exportación de electricidad arriba mencionadas nos hacen pensar que el precio de la electricidad que se comercializa entre Ontario y sus jurisdicciones vecinas no corrobora, como la Unión Europea aduce, que el HOEP "representa el precio de la electricidad en Ontario en condiciones de mercado".

Mercados mayoristas de electricidad de fuera de Ontario

iii.28Los reclamantes aducen que el precio de la electricidad en cuatro mercados mayoristas de electricidad supuestamente competitivos que operan fuera de Ontario podría utilizarse como elemento representativo del precio de mercado mayorista en Ontario. En particular, los reclamantes hacen referencia a los precios establecidos en los mercados mayoristas de electricidad de Alberta, el Estado de Nueva York, Nueva Inglaterra y la región del Atlántico Medio de los Estados Unidos (la Interconexión PJM). Para demostrar el carácter supuestamente competitivo de esos mercados, el Japón, apoyado por la Unión Europea597, destaca, entre otras cosas, las siguientes declaraciones que figuran en publicaciones de cada uno de los cuatro mercados598:

El mercado de electricidad de Alberta es único en el Canadá. Sus mercados minorista y mayorista están abiertos a la competencia ... Las inversiones en generación se hacen a riesgo del empresario ...599

NYISO (y, en términos más generales, el mercado mayorista competitivo de Nueva York) ha tenido un éxito extraordinario en cuanto a la obtención de muchos de los resultados, cuando no la mayoría de ellos, a los que la reestructuración por el Estado de su rama de producción de electricidad aspiraba. En muchos aspectos, NYISO es un modelo de mercado de electricidad eficiente que depende ampliamente de mercados competitivos para aportar beneficios a los consumidores de electricidad del Estado.600

Para evaluar la competitividad de los mercados de energía eléctrica, el [Internal Market Monitor de ISO New England] examinó dos tipos de medidas de competitividad en el mercado: medidas estructurales, que analizan la concentración de la propiedad de los recursos de producción en los mercados de Nueva Inglaterra; y medidas basadas en los precios, que comparan los precios en el mercado mayorista con el costo estimado del suministro de energía eléctrica. Los resultados de los análisis de concentración demuestran que el mercado es estructuralmente competitivo ... Los resultados de mercado demuestran que los precios de la energía eléctrica reflejan los costos de producción de los proveedores (es decir, en gran medida los precios del combustible), lo cual es coherente con la constatación de que el mercado es competitivo.601

Los resultados de mercado globales respaldan la conclusión de que en promedio los precios en la Interconexión PJM son fijados por unidades marginales que operan a nivel de sus costos marginales o cerca de ello. Esto es prueba de un comportamiento competitivo y de resultados de mercado competitivos.602

iii.29Aunque parece que el Canadá no impugna concretamente las alegaciones de los reclamantes concernientes al carácter competitivo de los mercados mayoristas arriba mencionados, a efectos de evaluar la naturaleza de los mercados mayoristas que existen en Nueva York, Nueva Inglaterra y la Interconexión PJM, nos parece instructivo leer en el Hogan Report que, debido al problema de "la falta de dinero":

Ha sido preciso establecer mecanismos alternativos a los mercados al contado mayoristas para incentivar las inversiones a largo plazo con objeto de satisfacer la demanda prevista. En algunas regiones, como Ontario, los encargados de adoptar decisiones a nivel central utilizan contratos de energía adquirida para financiar nuevas inversiones. En los Estados Unidos, muchos mercados organizados han optado por una vía similar, desarrollando mercados de capacidad paralelos y exigiendo a los abonados que paguen cargas de capacidad adicionales por su participación en los niveles de capacidad requeridos, a fin de satisfacer las prescripciones en materia de idoneidad de los recursos y proporcionar la compensación adicional a los productores.603

iii.30El Hogan Report identifica a Nueva York, Nueva Inglaterra y la Interconexión PJM como ejemplos de regiones que "operan mercados de capacidad para complementar los ingresos por electricidad y servicios auxiliares en los mercados al contado".604 En otras palabras, los precios en los mercados mayoristas de entrega inmediata de Nueva York, Nueva Inglaterra y la Interconexión PJM no son las únicas fuentes de ingresos de los productores que suministran electricidad a sus respectivos sistemas. En esos sistemas, los productores también reciben pagos por "capacidad". Así pues, de manera similar a la experiencia de apertura del mercado de Ontario en 2002, el hecho de que los productores de Nueva York, Nueva Inglaterra y la Interconexión PJM operen sobre la base de no sólo los ingresos obtenidos del mercado de electricidad al contado mayorista pone de manifiesto las dificultades que los mercados mayoristas competitivos tienen para atraer, por sí solos, inversiones suficientes en capacidad de producción necesaria para garantizar un sistema fiable de suministro de electricidad.

iii.31Por lo que respecta a la referencia de los reclamantes a la Provincia de Alberta, tomamos nota de que el ECSTF observó que un enfoque "basado en el mercado" "ha tenido algún éxito en Alberta". Sin embargo, a la luz de, entre otras cosas, las condiciones de la oferta y la demanda que se preveía existirían en Ontario entre 2003 y 2020605, el ECSTF concluyó que aplicar el mismo enfoque en Ontario conllevaba riesgos que "eran simplemente excesivos".606 Como ya se ha indicado, el ECSTF constató que "habida cuenta de todo ello, ... recurrir únicamente a señales del mercado es simplemente un enfoque demasiado peligroso, dadas las posibles consecuencias que tendría el no conseguir pronto las inversiones necesarias en nueva oferta y conservación"607, y recomendó que "se recurriera menos al mercado al contado como señal para nuevas inversiones".608

iii.32Aunque el ECSTF no identificó expresamente las diferencias concretas entre Alberta y Ontario que lo llevaron a sacar las conclusiones arriba expuestas, el contenido de su informe sugiere que dichas conclusiones, al menos en parte, tuvieron que estar relacionadas con las condiciones de la oferta y la demanda en las dos provincias. Por tanto, aunque no tenemos ante nosotros pruebas que pongan en entredicho la afirmación de que Alberta tiene un mercado mayorista de electricidad competitivo, tal vez sea mejor caracterizarlo como una de las excepciones a que se alude en el Hogan Report. Más importante, sin embargo, es el hecho de que el ECSTF, encargado de elaborar un plan para el futuro de la electricidad en Ontario hasta 2020 concluyera, en 2004, que no sería posible establecer un mercado mayorista competitivo que garantizara el mismo grado de éxito que el de Alberta.

Conclusiones concernientes al mercado mayorista de electricidad como núcleo pertinente del análisis del beneficio

iii.33Recordamos que el apartado d) del artículo 14 del Acuerdo SMC ofrece orientación útil para determinar si una "contribución financiera" mediante la cual "un gobierno... compre bienes" otorga un beneficio a efectos de las alegaciones formuladas al amparo de la Parte III del Acuerdo SMC. Con arreglo a esa orientación, una manera en que puede constatarse que las medidas impugnadas otorgan un beneficio es demostrando que la remuneración obtenida por los productores TR que operaban sobre la base de tecnología eólica y solar FV en virtud del Programa TR es "superior a la adecuada" comparada con la remuneración que los mismos productores recibirían en el "mercado" de electricidad pertinente de Ontario, a la luz de las "condiciones reinantes en el mercado". A lo largo de estas actuaciones el principal argumento de los reclamantes ha sido que la referencia para la "remuneración adecuada" debe encontrarse en el mercado mayorista de electricidad supuestamente competitivo que existe en Ontario o en cuatro jurisdicciones extraprovinciales. No obstante, por las razones que hemos explicado antes, las pruebas que tenemos ante nosotros indican que el mercado mayorista de electricidad que actualmente existe en Ontario no es un mercado donde haya una competencia efectiva. Antes bien, tal vez sea mejor caracterizar el mercado mayorista de electricidad de Ontario como parte de un sistema eléctrico que está definido en casi todos sus aspectos por las decisiones de política del Gobierno de Ontario y los reglamentos concernientes a la combinación de suministro necesaria para garantizar que Ontario disponga de una oferta de electricidad segura, fiable y sostenible a largo plazo, así como a la manera en que los costos de ese sistema se recuperarán. Tenemos pocas dudas de que el HOEP es resultado de la operación de fuerzas de oferta y demanda que están afectadas de manera significativa por la intervención gubernamental, lo cual hace de él una referencia inadecuada para realizar el presente análisis del beneficio. A la luz de la norma concerniente al beneficio que hasta la fecha se ha aplicado en las diferencias en el marco de la OMC609, constatamos que el HOEP y todos los derivados del HOEP a que han hecho referencia los reclamantes610 no pueden servir como referencias adecuadas a efectos del análisis del beneficio.

iii.34Es importante señalar que los reclamantes no nos han convencido de la validez de la premisa subyacente en sus dos principales líneas argumentales relativas al beneficio, a saber, que a falta del Programa TR los productores acogidos a él se verían obligados a operar en un mercado mayorista de electricidad competitivo. Las pruebas que tenemos ante nosotros indican que los mercados mayoristas de electricidad competitivos, aunque teóricamente son posibles, rara vez funcionan en forma que remunere a la combinación de productores necesaria para garantizar un sistema eléctrico fiable con ingresos suficientes para cubrir sus costos globales, por no hablar de un sistema que persiga objetivos relacionados con la salud humana y el medio ambiente mediante la inclusión de instalaciones que utilizan tecnologías solares FV y eólicas en la composición del suministro. En el contexto específico de Ontario, la experiencia de apertura del mercado de 2002 así lo pone de manifiesto. Aunque se estableció para operar como un mercado competitivo "clásico" en el que los productores venderían la electricidad a precios al contado iguales a los costos marginales, las condiciones de oferta y demanda existentes en aquellas fechas hicieron imposible que el mercado atrajera las inversiones en capacidad de producción necesarias para garantizar un sistema de suministro de electricidad fiable. Aparentemente, el Japón, al afirmar que "el que el Gobierno de Ontario promulgara la Ley de reestructuración del sector eléctrico de 2004, por la que se enmendó la Ley de electricidad de 1998, se debió a que la estructura de mercado establecida no incentivaba una entrada suficiente de nuevos productores"611, reconoce los límites de la experiencia del mercado competitivo en Ontario.

iii.35Los reclamantes han hecho referencia a ejemplos de lo que a su juicio son mercados mayoristas competitivos existentes fuera de Ontario. No obstante, como ya hemos explicado, las pruebas que tenemos ante nosotros sugieren que, debido, al menos parcialmente, a las condiciones específicas de la oferta y la demanda previstas en 2003 para Ontario hasta 2020, el ECSTF constató que la experiencia de Alberta no podía reproducirse en Ontario con el mismo éxito. Dado el volumen significativo de capacidad de producción (alrededor del 43%) que se prevé será necesario renovar, sustituir o añadir al sistema eléctrico de Ontario para 2030612, y a la luz de las limitaciones intrínsecas de los mercados mayoristas de electricidad competitivos, los argumentos de los reclamantes relativos al beneficio no nos convencen de que las recomendaciones del ECSTF no sean igualmente válidas hoy en día. Por lo que respecta a los tres ejemplos de mercados mayoristas supuestamente competitivos en los Estados Unidos, del Hogan Report se desprende que de hecho esos mercados no proporcionan a los productores participantes todos los ingresos que necesitan para estar presentes en el mercado. Como explica el Profesor Hogan, los sistemas de electricidad de Nueva York, la Interconexión PJM y Nueva Inglaterra han desarrollado "mercados de capacidad paralelos y exigi[do] a los abonados que paguen cargas de capacidad adicionales por su participación en los niveles de capacidad requeridos, a fin de satisfacer las prescripciones en materia de idoneidad de los recursos y proporcionar la compensación adicional a los productores".613 De ello se sigue que los mercados mayoristas de electricidad supuestamente competitivos de Nueva York, la Interconexión PJM y Nueva Inglaterra no representan ejemplos de mercados mayoristas competitivos que puedan, por sí solos, atraer inversiones en capacidad de producción suficientes para garantizar un sistema fiable de suministro de electricidad.

iii.36Observamos que todas las partes en el presente procedimiento convienen en que los productores TR que utilizan tecnologías solar FV y eólica no podrían realizar operaciones viables sobre la base de los precios de equilibrio que podrían conseguirse en un mercado mayorista de electricidad competitivo.614 Sin embargo, el Canadá también ha sugerido que habría riesgos inaceptables en cuanto a la fiabilidad del sistema eléctrico de Ontario si se permitiera que las fuerzas competitivas de la oferta y la demanda establecieran la estructura de la composición del suministro de Ontario. Tendemos a compartir esa opinión. Dadas la complejidad técnica de los sistemas de electricidad y las limitaciones intrínsecas de los mercados mayoristas de electricidad competitivos, y recordando, en particular, la experiencia fallida de apertura del mercado en Ontario en 2002, así como las condiciones actuales y previstas de la oferta y la demanda en Ontario, no estamos persuadidos de que en Ontario podría garantizarse en la actualidad un suministro fiable de electricidad únicamente mediante la operación de un mercado mayorista de electricidad competitivo.

iii.37A nuestro juicio, la aplicación de una norma de mercado mayorista competitivo en las circunstancias propias de estas diferencias no sólo respondería de manera insuficiente a los considerables desafíos causados por las propiedades específicas de la electricidad que afrontan los sistemas de electricidad, sino que también pasaría por alto la situación concreta de Ontario. No tendría en cuenta, y esto es importante, las pruebas que indican que las condiciones de la oferta y la demanda que prevalecen en Ontario sugieren que un mercado mayorista de electricidad competitivo no lograría atraer el grado de inversión en capacidad de producción necesario para garantizar un suministro fiable de electricidad, y que actualmente ese objetivo sólo puede alcanzarse por medio de intervención gubernamental sobre lo que de otro modo constituirían resultados de mercado competitivo inaceptables. En esas circunstancias, y dada la importancia crucial de la electricidad para todos los aspectos de la vida moderna, no podemos aceptar que sería adecuado determinar si el Programa TR y los contratos TR y microTR otorgan un beneficio, en el sentido del párrafo 1 b) del artículo 1 del Acuerdo SMC, comparando los términos y condiciones de la participación en el Programa TR con los que podrían obtener los productores participantes en un mercado mayorista de electricidad en el que hay competencia efectiva.615

iii.38En consecuencia, por todas las razones arriba expuestas, concluimos que:

a)el HOEP es un precio fijado mediante la interacción de fuerzas de oferta y demanda que en muchos aspectos cruciales están afectadas de manera significativa por la composición del suministro y los reglamentos y decisiones de política de precios del Gobierno de Ontario, y que por tanto el HOEP y todos los derivados relacionados con el HOEP que los reclamantes han presentado como referencias adecuadas a efectos del análisis del beneficio no pueden aceptarse;

b)los reclamantes no nos han convencido de que, de no existir el Programa TR, los productores acogidos a él se verían obligados a operar en un mercado mayorista de electricidad competitivo porque: i) los aspectos económicos de los mercados mayoristas de electricidad sugieren que éstos rara vez atraerán el nivel de inversión en capacidad de producción necesario para garantizar un sistema eléctrico fiable; y ii) la mayoría de las pruebas que tenemos ante nosotros indica que, por el momento, un mercado mayorista de electricidad competitivo no podría alcanzar ese resultado en Ontario; y

c)a la luz de las conclusiones expuestas en los apartados a) y b) supra, y dada la importancia crucial de la electricidad para todas las facetas de la vida moderna, constatamos que la cuestión de si las medidas impugnadas otorgan un beneficio en el sentido del párrafo 1 b) del artículo 1 del Acuerdo SMC no puede resolverse sobre la base de una referencia derivada de las condiciones para la compra de electricidad en un mercado mayorista de electricidad competitivo.



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