Por Hércules Celescuekci y J. Roberto Martins

El potencial de crecimiento de la demanda de energía y la necesidad de inversión por parte de capital privado extranjero no deben ser descuidados por el nuevo gobierno porque una nueva crisis podría acontecer

La energía fue introducida originalmente en Brasil por inversores privados a finales del siglo XIX. A partir de los años 50 del siglo XX, el gobierno empezó a asumir un papel más activo en el sector. En ese período se creó el banco de desarrollo BNDES para promover inversiones en energía (1952); se organizó la compañía de generación de energía FURNAS para resolver la crisis de energía en la región Sudeste (1957); y la compañía federal Eletrobrás empezó a funcionar como coordinadora general del sector (1962). En los años 70, el gobierno controlaba casi todos los activos en el área, habiendo empezado la construcción de la mayor central hidroeléctrica del mundo, Itaipu (1973), y nacionalizado la principal compañía de distribución de energía, la Light Serviços de Eletricidade S.A. (1979).

Sin embargo, al final de los años 80, los fondos del gobierno eran escasos, lo cual indujo al presidente Collor a desencadenar un programa de privatización general en 1990. Pocos años después, previamente a la privatización del sector de energía, el presidente Cardoso contrató consultores ingleses para preparar una nueva estructura reguladora. El llamado “Informe RE-SEB” presentado por los consultores propuso entre otras cosas: (i) la creación de un mercado libre de ventas al por mayor de energía; (ii) acceso abierto a la red de transmisión; (iii) desmembramiento de activos y separación de tarifas; y (iv) énfasis en la producción independiente de energía.


Río de Janiero
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En 1998, el gobierno estableció las directrices para un período de transición de 8 años dirigido al mercado libre de energía (Ley 9.648). Los contratos de energía existentes fueron sustituídos por “contratos iniciales” controlados, que deben extinguirse gradualmente de 2003 a 2006.

El Mercado de Venta de Energía al por Mayor (“MAE”) fue creado para regular, calcular y compensar las transacciones de venta de energía. Se creó el Operador de Sistema Nacional (“ONS”) para coordinar las operaciones generales y activarlas a la red interconectada. Tanto MAE como ONS son entidades privadas compuestas y dirigidas por participantes del sector.

Además de la privatización de activos existentes, el gobierno pretendió atrair inversiones privadas para las hidro y termoeléctricas. Concesiones de uso de recursos hidráulicos fueron y están siendo subastadas. Se anunció un arrojado “Programa de Prioridad de Termoelectricidad” en 2000 que luego atrajo muchas propuestas para proyectos ambientales. Los principales incentivos eran: (a) el suministro garantizado de gas por 20 años $2,26/MM BTU); (b) rastrear cuentas para evitar diferencias en el costo del gas en dólares; (c) pasaje garantizado a DISCOs (valores normativos); y (d) acceso al Programa de Soporte Financiero del BNDES.

La crisis de 2001

Contrariando las recomendaciones de sus consultores RE-SEB, el gobierno federal decidió vender las compañías de energía antes de implementar la nueva estructura reguladora. Por conveniencia política, él empezó el programa privatizando las compañías de distribución. Excelsa (en el Estado de Espirito Santo) fue la primera que se subastó, en 1995, seguida por muchas otras. La presión política y la opinión pública negativa condujeron a una disminución y finalmente a la suspensión de la privatización de compañías generadoras (excepto GERASUL (federal) y CESP-Paranapanema/CESP-Tietê (Estado de San Paulo) en 1998-2000. Hoy en día la presencia del gobierno permanece bastante significativa en la distribución (30%), transmisión (aproximadamente 100%) y generación (78%). Actualmente, Petrobras (controlada por el gobierno federal) posee virtualmente 100% del negocio del transporte de gas en el país. El gobierno federal nunca incluyó a Petrobras en el programa de privatización, pero, sin embargo, ha anunciado medidas para quebrar el monopolio de Petrobras.

La implantación de una estructura reguladora eficiente fue en realidad dolorosa y demorada. Las agencias reguladoras ANEEL (energía) y ANP (nafta y gas) empezaron a funcionar sólo al final de 1997 y 1998, respectivamente. El Consejo National de Política Energética (“CNPE”), pese a que se creó en 1997 para dictar la política energética del país, se organizó solamente en 2000. No había acuerdo sobre la división de atribuciones entre dichas entidades, y no existía coordinación entre esas entidades o entre los ministros ejecutivos de economía, minas/energía, planificación y medio ambiente. Las instituciones no lograron trazar juntas un plan de largo alcance y a largo plazo para el sector.

Además, MAE no logró cumplir sus propios reglamentos. Hasta la fecha, MAE ha sido incapaz de liquidar los contratos de energía que fueron sometidos a ella, pese a que sólo muy pocos fueron presentados. Un contrato muy importante involucrando FURNAS está bajo disputa y los mecanismos existentes son ineficientes para obligar la liquidación de esta transacción. Más disputas surgieron cuando la crisis de energía molestó al país en 2001. Además, el gobierno redujo gradualmente las inversiones en el sector, por creer que el programa de privatización y los incentivos a los nuevos proyectos serían exitosos.


Sao Paulo necesita energía
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Como resultado, los inversores privados no han respondido de acuerdo con lo esperado por el gobierno. Incertidumbres legales, regulativas y económicas desanimaron o postergaron la mayoría de los proyectos de termoeléctricas. Además de los rubros mencionados anteriormente, podemos indicar las siguientes barreras importantes para los inversores privados:

•estructura de tarifas basada en un valor para todo el país (valor normativo), que desanima a los inversores a firmar PPAs a largo plazo con termoeléctricas;

•subsidios cruzados de tarifas (consumidores domiciliarios subsidiando a los consumidores industriales), por lo tanto, no incentivando los clientes a comprar electricidad por el mejor precio;

•política de precios para el gas natural no clara y falta de alternativas competitivas para el suministro y transporte del gas natural;

•falta de reglas de accionamiento y funcionamiento específicas que contemplen las características propias de las centrales termoeléctricas;

•inconstancia de los precios al contado, que se determinaban por medio de fórmulas de computadora en vez de principios regulares de oferta y demanda;

•falta de calidad agregada de los reglamentos complementarios (accionamiento, O&M, interconexión, MAE, transmisión y confiabilidad asociada están fuera del alcance de PPA);

•Licencias y sanciones de las leyes ambientales dispersas entre varias agencias y entidades;

•falta de directivas para asegurar la competencia entre la nueva energía (más cara) y la vieja energía (amortizada y, por lo tanto, más barata);

•barrera cultural para arbitraje.

Como resultado, las inversiones anuales, que totalizaron US$ 10 mil millones en 1989, disminuyeron para US$ 4-5 mil millones anuales en los últimos años. Al mismo tiempo, la demanda por energía ha crecido consistentemente más que el crecimiento GDP. Además, el país ha pasado por una de sus mayores sequías en los años recientes, lo cual agotó los reservorios de las centrales hidroeléctricas. Al final de la estación de lluvias de 2000/2001, el nivel de los mismos era sólo 30% de su capacidad total. Las causas principales fueron: (a) precipitaciones abajo del promedio, (b) tardanza en invertir en centrales y líneas de transmisión, (c) inadecuaciones del modelo, (d) tardanza en implantar el modelo, y (e) falta de acción coordinada del gobierno.

Responsabilidad del gobierno en la crisis

Para evitar un colapso inminente del sistema, en mayo de 2001, el gobierno federal anunció medidas severas de racionamiento y creó un comité ministerial para la crisis (“GCE”) con amplios poderes para administrarla. Por ocasión del racionamiento, el presidente Cardoso sufrió ásperas críticas de la opinión pública general. La falta de planificación era generalmente citada por la opinión pública como causa de la crisis. Como respuesta, la Administración buscó soluciones de emergencia y a corto plazo como la importación de energía, mejorías y reestructuración de las centrales y construcción de líneas de transmisión.

El GCE trabajó en varias frentes, llamadas: (i) programa para la reducción de la demanda de energía, (ii) programa estructural para aumentar la generación de energía, (iii) programa de emergencia para comprar la llamada “energía de emergencia”, (iv) programa de economía y conservación de energía, y (v) medidas para la revitalización del modelo. Debido al programa de reducción de energía, se exigió a los consumidores y a las industrias una economía de 15 a 20% de su promedio mensual de consumo (sujeto a sobretasas y suspensión del suministro). En 9 meses, el programa ahorró 26.000.000 MWh.


Río de Janeiro
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En el programa estructural para promover nueva generación, el GCE está subastando concesiones para explotar los recursos hidroeléctricos. También está analizando mecanismos para tener éxito y resolver los obstáculos mencionados antes, que están impidiendo que el programa de prioridad de termoeléctricas despegue.

En el programa de energía de emergencia, el gobierno aceptó propuestas para adquisición de energía de emergencia temporariamente. Tal energía de emergencia sería usada solamente como apoyo o “seguro” en caso de déficit de la generación existente. Dentro de este contexto se estructuró una vendedora estatal: la Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, que tendrá el derecho de comprar energía de productores independientes. El gobierno recibió 117 propuestas (alrededor de 4.000 MW). De esta cantidad, el gobierno seleccionó 2.100 MW a un precio promedio de US$ 126,00 por MWh (note que el precio promedio de las tarifas en Brasil para generación es US$ 20,5 por MW). Los costos de adquisición de dicha energía serán pagos por los consumidores.

Dentro del programa de conservación y economía, se implantaron muchas medidas tales como: (a) aprobación de la Ley 10.295 de Política Nacional para el Uso Racional y Conservación de Energía, (b) sistema bianual para verificar los niveles de agua en los reservorios permitiendo que el operador del sistema independiente (“ONS”) utilice centrales termoeléctricas para ahorrar agua en las hidroeléctricas.

Medidas de revitalización

GCE anunció aproximadamente 33 metas diferentes y designó comités de dirección para que tengan éxito las medidas de “revitalización” del modelo del sector. Los reglamentos específicos de cada área deben anunciarse en mayo e implantarse en el segundo semestre de 2002. Las metas anunciadas incluyen, entre otras:

•Los criterios actuales de precios al contado deben reverse para reflejar mejor las condiciones del mercado y los riesgos del sistema;

•Nuevas reglas regularán con más claridad el funcionamiento y el papel de la generación térmica;

•Los componentes de la tarifa de transmisión deben revisarse para reflejar mejor los costos de funcionamiento;

•La fórmula de los valores normativos debe cambiar y establecerse de acuerdo con las idiosincrasias regionales y las horas de pico y no pico;

•Los subsidios tradicionalmente concedidos a los grandes consumidores (en su mayoría representados por fábricas) serán revistos;

•Se les exigirá a las compañías de distribución que cubran 95% de sus necesidades con PPAs a largo plazo (la regla actual exige sólo 85% y ANEEL no lo está exigiendo);

•Dentro del Programa de Prioridad para Centrales Termoeléctricas, el gobierno debe subsidiar los costos de transporte de gas natural con el objeto de reducir el costo marginal de la generación térmica de energía de R$ 39 a R$ 32.


Energía en estado crítico en Brasil
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Una serie de medidas de revitalización ya fueron aprobadas por el Gobierno Federal a través de la Medida Provisional 14 (aprobada por el Congreso como Ley 10,438 de 2002). En resumen, la Ley 10438:

•exige que los productores estatales de energía vendan una porción significativa de su producción (50%), incluyendo las cantidades desreguladas de energía “vieja” (amortizada) en subastas públicas y abiertas. Las partes no subastadas deben venderse en el mercado spot. Ninguna de esas reglas se aplica a los generadores privados. Las subastas pueden mitigar la influencia económica de las compañías estatales, que todavía controlan la parte principal del mercado de generación de energía. Las subastas pueden también traer informaciones más claras sobre precios y señales económicos saludables a los participantes, aumentando, por lo tanto, la confianza en el mercado;

•reconoce los efectos adversos (pérdidas que desequilibran el equilibrio económico de los contratos de concesión) causados por la crisis de energía (principalmente el programa de racionamiento obligatorio) a los agentes del sector y ofrece una revisión de tarifa en el ínterin que varía de 2,9% a 7,9%, dependiendo de la clase específica del consumidor (La Ley 10438 agregó una excepción significativa a la prohibición general del Plano Real de aumentar los precios dentro de un período menor que 12 meses);

•incentiva los agentes expuestos a los precios de mercado spot hasta diciembre de 2002, debido a reducciones de contrato de “vieja energía” causados por las reglas de MRE (mecanismo de redistribución de energía), a resolver disputas legales que están amenazando el sistema actualmente, permitiendo que agentes transfieran una parte de dichos costos a los consumidores que pagan las tarifas (excepto los pobres y consumidores de bajo consumo). El Banco Brasileño de Desarrollo – BNDES fue autorizado a crear un programa especial para apoyar agentes que enfrentaron pérdidas debido a la crisis de energía;

•aclara, expande y refuerza el papel de las compañías controladas por el gobierno federal en actividades como adquisición, comercio y financiación de energía. La Ley 10438 garantiza a Eletrobras el derecho de comercializar todos los servicios de energía de ITAIPU, colocando, por lo tanto, un fin a la larga disputa con las concesionarias de distribución. Ella también permite expresamente que Eletrobras se asocie con partes privadas en joint ventures para generar y transmitir energía, como también adquirir bienes y servicios bajo un proceso de licitación de emergencia. CBEE (una compañía del gobierno federal creada recientemente a través de la MP 2209) fue autorizada a comprar la llamada “energía de emergencia”, dando bonos del gobierno como garantía. El gobierno fue autorizado a emitir bonos por más de R$ 11 mil millones e inyectar activos por más de R$ 200 millones en CBEE. Los costos contraídos por CBEE con la adquisición de energía de emergencia serán pasados al consumidor pagador;

•ofrece incentivos para la energía renovable y pequeñas centrales hidroeléctricas, y ofrece medidas para promover inversiones en áreas remotas del país. Centrales eólicas, de biomasa y pequeñas hidroeléctricas (más de 30 MW) tendrán derecho al programa de incentivo PROINFA. En una primera fase, Eletrobras debe comprar más de 3300 MW. Compañías seleccionadas empezarán a funcionar al final de 2006 y deben firmar PPA de 15 años con Eletrobras. Las compañías que posean licencias ambientales tendrán prioridad frente a otros licitantes. Los proyectos de energía renovable deben beneficiarse con subsidios específicos, tarifas de transmisión reducidas (por lo menos 50% más bajas), beneficios concedidos a los miembros de la red brasileña (como participación en el pool MRE), subsidios CCC (para proyectos ubicados en sistemas aislados), y el derecho de vender directamente a los consumidores finales con cargas tan bajas como 500 kW (la carga general mínima es 3MW);

•limita la verticalización de la Energía y Gas, prohibiendo que las concesionarias de energía exploten, directa o indirectamente (a través de compañías relacionadas), los servicios de distribución de gas (esta restricción no se aplica a las compañías estatales); y

•(casi innecesario decirlo) estipula aumentos de tarifas para recaudar dinero para las medidas anunciadas.

Finalmente, una de las prioridades de las medidas de revitalización es organizar un mercado verdaderamente activo y transparente de venta al por mayor. Con el racionamiento en 2002, se tornó claro que el sistema de precios MAE (basado en los “costos del déficit de energía” más que en las condiciones de oferta y demanda) era incapaz de dar señales correctos a los participantes del mercado. Eso causó un impacto significativo en participantes expuestos a los precios de mercado debido sus obligaciones contractuales o de concesión. Además, incluso antes del colapso de energía, MAE presentaba serios problemas de gestión que le impidieron liberar los contratos existentes.

La Ley 10433 redefine la organización y las atribuciones legales de MAE. Pese a que MAE debe seguir existiendo como una compañía privada formada por participantes del sector, debe ser regulada y controlada profundamente por la agencia federal de energía ANEEL. ANEEL será reestructurada para definir las nuevas reglas del regimiento de MAE (derecho de voto, competencia de los órganos regidores, etc.) y también las reglas del mercado, incluyendo precios de energía spot, tasas impulsoras, procedimientos de contabilidad y compensación. En el régimen pasado, tales reglas se establecieron primeramente por los participantes del mercado, y se sujetaban apenas a la ratificación de ANEEL.

En 26 de Agosto de 2002 fue editada Medida Provisional de nº 64 cual permite que a las consesionárias de generación de energía no se aplique lo que determina el Plano Real, sobre la prohibición de reajustes en periodos inferiores a un año. Esta excepción se refiere especificamente a los contratos de comercialización de energía firmados en razón de subastas publicas, permitiendo el repase del valor de la respectiva energía contratada a los consumidores finales.

Otro reglamiento importante determinado por la medida provisional es la obligación de la contratación de la energía solamente por medio de las subastas publicas realizadas a partir de Enero de 2003, por las consesionárias de distribuición de energía electrica, excluyéndose la contratación de energía para uso propio.

Con referencia al gas natural usado para la generación de energía termeléctrica, la medida provisional posibilita la creación de subsídios a seren concedidos al gas natural, o, la reducción del valor de la tarifa de transporte del gas natural, posibilitando el repase de recursos provenientes de la arrecadación de la contribuición de intervención en el domínio económico (“CIDE”). Este subsídio deberá ser implementado por plazo de 17 años, y su monto anual no podrá ultrapasar R$500,000,000.00.

Fue tanbién creada una SUBVENÇÃO económica con la finalidad de contribuir para el bajo precio de la tarifa de fonecimiento de energía a los consumidores finales, cual será costeada con recursos provenientes de dividendos debidos al gobierno federal por Eletrobrás.

Complementando la Medida Provisional nº 64 fue editada la Resolución nº 11 del Consejo Nacional de Politica Energetica (“CNPE”) ampliando la excepción de la aplicación del reglamiento del reajuste anula establecido por el Plan Real para todas las concesionarias de generación de energía, sean federales o estaduales, productores independientes de energía, que firmen contratos de comercialización resultantes de las subastas publicas. Como condición de la extensión del benefício las subastas publicas deberán (i) seren promovidos por la iniciativa de la concesionarias de generación controladas por ele gobierno federla o estaudal; (ii) seren realziados en el ambiente del MAE; (iii) garantizar la publicidad, transpartencia,igualdad de tratamiento de los interesados en la compra de energía; (iv) facultar la participación como vendedores de todas las empresas de generación y de productores independientes; y (v) utilizar contrato de compra y venta padronizado, edictal y sistematica de subasta aprobados anteriormente por ANEEL.

Conclusión

El gobierno claramente descuidó las dificultades y riesgos de convertir un sector existente controlado por el estado en un mercado libre. De modo interesante, la crisis de energía de 2001 (junto con una presión popular intensa) sirvió como un catalizador para cambios en el modelo que se necesitaban hace tiempo. El gobierno finalmente percibió el problema e invirtió fondos para solucionarlo. Sin embargo, algunas cuestiones muy importantes están todavía pendientes: ¿cómo crear un ambiente competitivo y activo con las compañías estatales controlando la mayoría de la energía existente? ¿cuál es el equilibrio óptimo entre la libertad de mercado, reglamentos e intervenciones gubernamentales? ¿cómo remunerar e incrementar la expansión del sistema de transmisión? ¿cómo implantar un sistema de precios transparente y previsible en un sector tan dependiente de la lluvia?

Además, la economía global y la política local elecciones presidenciales de este més de Octubre están influyendo en las decisiones de los inversores a corto y mediano plazo. Sin embargo, dadas las perspectivas de crecimiento futuro de la demanda interna de energía, y considerando la absoluta necesidad de inversiones privadas para la expansión, creemos que el futuro gobierno no debe descuidar la importancia de continuar con las “medidas de revitalización” y atracción de nuevos inversores privados.

Todavía, con la probable elección de un candidato de la oposición al actual gobierno, algunas de los reglamientos podrán ser modificados. Como ejemplo puedése destacar la intención de no continuar con el programa de privatizaciones, la retirada de la autonomia de gestión de las agencias reguladoras (incluyéndose ANEEL), mayor contról del MAE y de los servicios rendidos por las empresas de generación (hoy, con cierta liberdades para negociar sus contratos), mayor participación del consumidor ne las relaciones entre los agentes del sector, y, una posible repactuación de clausulas de contratos firmados con el actual gobierno (principalemnte las clausulas que permiten reajustes extraordinarios y repases de costos a los consumidores).