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Panorama del sector de energàƒ­a en Brasil

Por Hércules Celescuekci y J. Roberto Martins

El potencial de crecimiento de la demanda de energàƒ­a y la necesidad de inversiàƒ³n por parte de capital privado extranjero no deben ser descuidados por el nuevo gobierno porque una nueva crisis podràƒ­a acontecer

La energàƒ­a fue introducida originalmente en Brasil por inversores privados a finales del siglo XIX. A partir de los aàƒ±os 50 del siglo XX, el gobierno empezàƒ³ a asumir un papel màƒ¡s activo en el sector. En ese peràƒ­odo se creàƒ³ el banco de desarrollo BNDES para promover inversiones en energàƒ­a (1952); se organizàƒ³ la compaàƒ±àƒ­a de generaciàƒ³n de energàƒ­a FURNAS para resolver la crisis de energàƒ­a en la regiàƒ³n Sudeste (1957); y la compaàƒ±àƒ­a federal Eletrobràƒ¡s empezàƒ³ a funcionar como coordinadora general del sector (1962). En los aàƒ±os 70, el gobierno controlaba casi todos los activos en el àƒ¡rea, habiendo empezado la construcciàƒ³n de la mayor central hidroeléctrica del mundo, Itaipu (1973), y nacionalizado la principal compaàƒ±àƒ­a de distribuciàƒ³n de energàƒ­a, la Light Serviàƒ§os de Eletricidade S.A. (1979).

Sin embargo, al final de los aàƒ±os 80, los fondos del gobierno eran escasos, lo cual indujo al presidente Collor a desencadenar un programa de privatizaciàƒ³n general en 1990. Pocos aàƒ±os después, previamente a la privatizaciàƒ³n del sector de energàƒ­a, el presidente Cardoso contratàƒ³ consultores ingleses para preparar una nueva estructura reguladora. El llamado “Informe RE-SEB” presentado por los consultores propuso entre otras cosas: (i) la creaciàƒ³n de un mercado libre de ventas al por mayor de energàƒ­a; (ii) acceso abierto a la red de transmisiàƒ³n; (iii) desmembramiento de activos y separaciàƒ³n de tarifas; y (iv) énfasis en la producciàƒ³n independiente de energàƒ­a.


Ràƒ­o de Janiero
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En 1998, el gobierno estableciàƒ³ las directrices para un peràƒ­odo de transiciàƒ³n de 8 aàƒ±os dirigido al mercado libre de energàƒ­a (Ley 9.648). Los contratos de energàƒ­a existentes fueron sustituàƒ­dos por “contratos iniciales” controlados, que deben extinguirse gradualmente de 2003 a 2006.

El Mercado de Venta de Energàƒ­a al por Mayor (“MAE”) fue creado para regular, calcular y compensar las transacciones de venta de energàƒ­a. Se creàƒ³ 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.

Ademàƒ¡s de la privatizaciàƒ³n de activos existentes, el gobierno pretendiàƒ³ atrair inversiones privadas para las hidro y termoeléctricas. Concesiones de uso de recursos hidràƒ¡ulicos fueron y estàƒ¡n siendo subastadas. Se anunciàƒ³ 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 aàƒ±os $2,26/MM BTU); (b) rastrear cuentas para evitar diferencias en el costo del gas en dàƒ³lares; (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 decidiàƒ³ vender las compaàƒ±àƒ­as de energàƒ­a antes de implementar la nueva estructura reguladora. Por conveniencia polàƒ­tica, él empezàƒ³ el programa privatizando las compaàƒ±àƒ­as de distribuciàƒ³n. Excelsa (en el Estado de Espirito Santo) fue la primera que se subastàƒ³, en 1995, seguida por muchas otras. La presiàƒ³n polàƒ­tica y la opiniàƒ³n pàƒºblica negativa condujeron a una disminuciàƒ³n y finalmente a la suspensiàƒ³n de la privatizaciàƒ³n de compaàƒ±àƒ­as generadoras (excepto GERASUL (federal) y CESP-Paranapanema/CESP-Tietàƒª (Estado de San Paulo) en 1998-2000. Hoy en dàƒ­a la presencia del gobierno permanece bastante significativa en la distribuciàƒ³n (30%), transmisiàƒ³n (aproximadamente 100%) y generaciàƒ³n (78%). Actualmente, Petrobras (controlada por el gobierno federal) posee virtualmente 100% del negocio del transporte de gas en el paàƒ­s. El gobierno federal nunca incluyàƒ³ a Petrobras en el programa de privatizaciàƒ³n, pero, sin embargo, ha anunciado medidas para quebrar el monopolio de Petrobras.

La implantaciàƒ³n de una estructura reguladora eficiente fue en realidad dolorosa y demorada. Las agencias reguladoras ANEEL (energàƒ­a) y ANP (nafta y gas) empezaron a funcionar sàƒ³lo al final de 1997 y 1998, respectivamente. El Consejo National de Polàƒ­tica Energética (“CNPE”), pese a que se creàƒ³ en 1997 para dictar la polàƒ­tica energética del paàƒ­s, se organizàƒ³ solamente en 2000. No habàƒ­a acuerdo sobre la divisiàƒ³n de atribuciones entre dichas entidades, y no existàƒ­a coordinaciàƒ³n entre esas entidades o entre los ministros ejecutivos de economàƒ­a, minas/energàƒ­a, planificaciàƒ³n y medio ambiente. Las instituciones no lograron trazar juntas un plan de largo alcance y a largo plazo para el sector.

Ademàƒ¡s, MAE no logràƒ³ cumplir sus propios reglamentos. Hasta la fecha, MAE ha sido incapaz de liquidar los contratos de energàƒ­a que fueron sometidos a ella, pese a que sàƒ³lo muy pocos fueron presentados. Un contrato muy importante involucrando FURNAS estàƒ¡ bajo disputa y los mecanismos existentes son ineficientes para obligar la liquidaciàƒ³n de esta transacciàƒ³n. Màƒ¡s disputas surgieron cuando la crisis de energàƒ­a molestàƒ³ al paàƒ­s en 2001. Ademàƒ¡s, el gobierno redujo gradualmente las inversiones en el sector, por creer que el programa de privatizaciàƒ³n y los incentivos a los nuevos proyectos seràƒ­an exitosos.


Sao Paulo necesita energàƒ­a
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Como resultado, los inversores privados no han respondido de acuerdo con lo esperado por el gobierno. Incertidumbres legales, regulativas y econàƒ³micas desanimaron o postergaron la mayoràƒ­a de los proyectos de termoeléctricas. Ademàƒ¡s de los rubros mencionados anteriormente, podemos indicar las siguientes barreras importantes para los inversores privados:

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

ࢀ¢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;

ࢀ¢polàƒ­tica de precios para el gas natural no clara y falta de alternativas competitivas para el suministro y transporte del gas natural;

ࢀ¢falta de reglas de accionamiento y funcionamiento especàƒ­ficas que contemplen las caracteràƒ­sticas propias de las centrales termoeléctricas;

ࢀ¢inconstancia de los precios al contado, que se determinaban por medio de fàƒ³rmulas de computadora en vez de principios regulares de oferta y demanda;

ࢀ¢falta de calidad agregada de los reglamentos complementarios (accionamiento, O&M, interconexiàƒ³n, MAE, transmisiàƒ³n y confiabilidad asociada estàƒ¡n fuera del alcance de PPA);

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

ࢀ¢falta de directivas para asegurar la competencia entre la nueva energàƒ­a (màƒ¡s cara) y la vieja energàƒ­a (amortizada y, por lo tanto, màƒ¡s barata);

ࢀ¢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 àƒºltimos aàƒ±os. Al mismo tiempo, la demanda por energàƒ­a ha crecido consistentemente màƒ¡s que el crecimiento GDP. Ademàƒ¡s, el paàƒ­s ha pasado por una de sus mayores sequàƒ­as en los aàƒ±os recientes, lo cual agotàƒ³ los reservorios de las centrales hidroeléctricas. Al final de la estaciàƒ³n de lluvias de 2000/2001, el nivel de los mismos era sàƒ³lo 30% de su capacidad total. Las causas principales fueron: (a) precipitaciones abajo del promedio, (b) tardanza en invertir en centrales y làƒ­neas de transmisiàƒ³n, (c) inadecuaciones del modelo, (d) tardanza en implantar el modelo, y (e) falta de acciàƒ³n coordinada del gobierno.

Responsabilidad del gobierno en la crisis

Para evitar un colapso inminente del sistema, en mayo de 2001, el gobierno federal anunciàƒ³ medidas severas de racionamiento y creàƒ³ un comité ministerial para la crisis (“GCE”) con amplios poderes para administrarla. Por ocasiàƒ³n del racionamiento, el presidente Cardoso sufriàƒ³ àƒ¡speras cràƒ­ticas de la opiniàƒ³n pàƒºblica general. La falta de planificaciàƒ³n era generalmente citada por la opiniàƒ³n pàƒºblica como causa de la crisis. Como respuesta, la Administraciàƒ³n buscàƒ³ soluciones de emergencia y a corto plazo como la importaciàƒ³n de energàƒ­a, mejoràƒ­as y reestructuraciàƒ³n de las centrales y construcciàƒ³n de làƒ­neas de transmisiàƒ³n.

El GCE trabajàƒ³ en varias frentes, llamadas: (i) programa para la reducciàƒ³n de la demanda de energàƒ­a, (ii) programa estructural para aumentar la generaciàƒ³n de energàƒ­a, (iii) programa de emergencia para comprar la llamada “energàƒ­a de emergencia”, (iv) programa de economàƒ­a y conservaciàƒ³n de energàƒ­a, y (v) medidas para la revitalizaciàƒ³n del modelo. Debido al programa de reducciàƒ³n de energàƒ­a, se exigiàƒ³ a los consumidores y a las industrias una economàƒ­a de 15 a 20% de su promedio mensual de consumo (sujeto a sobretasas y suspensiàƒ³n del suministro). En 9 meses, el programa ahorràƒ³ 26.000.000 MWh.


Ràƒ­o de Janeiro
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En el programa estructural para promover nueva generaciàƒ³n, el GCE estàƒ¡ subastando concesiones para explotar los recursos hidroeléctricos. También estàƒ¡ analizando mecanismos para tener éxito y resolver los obstàƒ¡culos mencionados antes, que estàƒ¡n impidiendo que el programa de prioridad de termoeléctricas despegue.

En el programa de energàƒ­a de emergencia, el gobierno aceptàƒ³ propuestas para adquisiciàƒ³n de energàƒ­a de emergencia temporariamente. Tal energàƒ­a de emergencia seràƒ­a usada solamente como apoyo o “seguro” en caso de déficit de la generaciàƒ³n existente. Dentro de este contexto se estructuràƒ³ una vendedora estatal: la Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, que tendràƒ¡ el derecho de comprar energàƒ­a de productores independientes. El gobierno recibiàƒ³ 117 propuestas (alrededor de 4.000 MW). De esta cantidad, el gobierno seleccionàƒ³ 2.100 MW a un precio promedio de US$ 126,00 por MWh (note que el precio promedio de las tarifas en Brasil para generaciàƒ³n es US$ 20,5 por MW). Los costos de adquisiciàƒ³n de dicha energàƒ­a seràƒ¡n pagos por los consumidores.

Dentro del programa de conservaciàƒ³n y economàƒ­a, se implantaron muchas medidas tales como: (a) aprobaciàƒ³n de la Ley 10.295 de Polàƒ­tica Nacional para el Uso Racional y Conservaciàƒ³n de Energàƒ­a, (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 revitalizaciàƒ³n

GCE anunciàƒ³ aproximadamente 33 metas diferentes y designàƒ³ comités de direcciàƒ³n para que tengan éxito las medidas de “revitalizaciàƒ³n” del modelo del sector. Los reglamentos especàƒ­ficos de cada àƒ¡rea deben anunciarse en mayo e implantarse en el segundo semestre de 2002. Las metas anunciadas incluyen, entre otras:

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

ࢀ¢Nuevas reglas regularàƒ¡n con màƒ¡s claridad el funcionamiento y el papel de la generaciàƒ³n térmica;

ࢀ¢Los componentes de la tarifa de transmisiàƒ³n deben revisarse para reflejar mejor los costos de funcionamiento;

ࢀ¢La fàƒ³rmula de los valores normativos debe cambiar y establecerse de acuerdo con las idiosincrasias regionales y las horas de pico y no pico;

ࢀ¢Los subsidios tradicionalmente concedidos a los grandes consumidores (en su mayoràƒ­a representados por fàƒ¡bricas) seràƒ¡n revistos;

ࢀ¢Se les exigiràƒ¡ a las compaàƒ±àƒ­as de distribuciàƒ³n que cubran 95% de sus necesidades con PPAs a largo plazo (la regla actual exige sàƒ³lo 85% y ANEEL no lo estàƒ¡ exigiendo);

ࢀ¢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 generaciàƒ³n térmica de energàƒ­a de R$ 39 a R$ 32.


Energàƒ­a en estado cràƒ­tico en Brasil
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Una serie de medidas de revitalizaciàƒ³n 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:

ࢀ¢exige que los productores estatales de energàƒ­a vendan una porciàƒ³n significativa de su producciàƒ³n (50%), incluyendo las cantidades desreguladas de energàƒ­a “vieja” (amortizada) en subastas pàƒºblicas 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 econàƒ³mica de las compaàƒ±àƒ­as estatales, que todavàƒ­a controlan la parte principal del mercado de generaciàƒ³n de energàƒ­a. Las subastas pueden también traer informaciones màƒ¡s claras sobre precios y seàƒ±ales econàƒ³micos saludables a los participantes, aumentando, por lo tanto, la confianza en el mercado;

ࢀ¢reconoce los efectos adversos (pérdidas que desequilibran el equilibrio econàƒ³mico de los contratos de concesiàƒ³n) causados por la crisis de energàƒ­a (principalmente el programa de racionamiento obligatorio) a los agentes del sector y ofrece una revisiàƒ³n de tarifa en el àƒ­nterin que varàƒ­a de 2,9% a 7,9%, dependiendo de la clase especàƒ­fica del consumidor (La Ley 10438 agregàƒ³ una excepciàƒ³n significativa a la prohibiciàƒ³n general del Plano Real de aumentar los precios dentro de un peràƒ­odo menor que 12 meses);

ࢀ¢incentiva los agentes expuestos a los precios de mercado spot hasta diciembre de 2002, debido a reducciones de contrato de “vieja energàƒ­a” causados por las reglas de MRE (mecanismo de redistribuciàƒ³n de energàƒ­a), a resolver disputas legales que estàƒ¡n 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 Brasileàƒ±o de Desarrollo – BNDES fue autorizado a crear un programa especial para apoyar agentes que enfrentaron pérdidas debido a la crisis de energàƒ­a;

ࢀ¢aclara, expande y refuerza el papel de las compaàƒ±àƒ­as controladas por el gobierno federal en actividades como adquisiciàƒ³n, comercio y financiaciàƒ³n de energàƒ­a. La Ley 10438 garantiza a Eletrobras el derecho de comercializar todos los servicios de energàƒ­a de ITAIPU, colocando, por lo tanto, un fin a la larga disputa con las concesionarias de distribuciàƒ³n. Ella también permite expresamente que Eletrobras se asocie con partes privadas en joint ventures para generar y transmitir energàƒ­a, como también adquirir bienes y servicios bajo un proceso de licitaciàƒ³n de emergencia. CBEE (una compaàƒ±àƒ­a del gobierno federal creada recientemente a través de la MP 2209) fue autorizada a comprar la llamada “energàƒ­a de emergencia”, dando bonos del gobierno como garantàƒ­a. El gobierno fue autorizado a emitir bonos por màƒ¡s de R$ 11 mil millones e inyectar activos por màƒ¡s de R$ 200 millones en CBEE. Los costos contraàƒ­dos por CBEE con la adquisiciàƒ³n de energàƒ­a de emergencia seràƒ¡n pasados al consumidor pagador;

ࢀ¢ofrece incentivos para la energàƒ­a renovable y pequeàƒ±as centrales hidroeléctricas, y ofrece medidas para promover inversiones en àƒ¡reas remotas del paàƒ­s. Centrales eàƒ³licas, de biomasa y pequeàƒ±as hidroeléctricas (màƒ¡s de 30 MW) tendràƒ¡n derecho al programa de incentivo PROINFA. En una primera fase, Eletrobras debe comprar màƒ¡s de 3300 MW. Compaàƒ±àƒ­as seleccionadas empezaràƒ¡n a funcionar al final de 2006 y deben firmar PPA de 15 aàƒ±os con Eletrobras. Las compaàƒ±àƒ­as que posean licencias ambientales tendràƒ¡n prioridad frente a otros licitantes. Los proyectos de energàƒ­a renovable deben beneficiarse con subsidios especàƒ­ficos, tarifas de transmisiàƒ³n reducidas (por lo menos 50% màƒ¡s bajas), beneficios concedidos a los miembros de la red brasileàƒ±a (como participaciàƒ³n 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 màƒ­nima es 3MW);

ࢀ¢limita la verticalizaciàƒ³n de la Energàƒ­a y Gas, prohibiendo que las concesionarias de energàƒ­a exploten, directa o indirectamente (a través de compaàƒ±àƒ­as relacionadas), los servicios de distribuciàƒ³n de gas (esta restricciàƒ³n no se aplica a las compaàƒ±àƒ­as estatales); y

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

Finalmente, una de las prioridades de las medidas de revitalizaciàƒ³n es organizar un mercado verdaderamente activo y transparente de venta al por mayor. Con el racionamiento en 2002, se tornàƒ³ claro que el sistema de precios MAE (basado en los “costos del déficit de energàƒ­a” màƒ¡s que en las condiciones de oferta y demanda) era incapaz de dar seàƒ±ales correctos a los participantes del mercado. Eso causàƒ³ un impacto significativo en participantes expuestos a los precios de mercado debido sus obligaciones contractuales o de concesiàƒ³n. Ademàƒ¡s, incluso antes del colapso de energàƒ­a, MAE presentaba serios problemas de gestiàƒ³n que le impidieron liberar los contratos existentes.

La Ley 10433 redefine la organizaciàƒ³n y las atribuciones legales de MAE. Pese a que MAE debe seguir existiendo como una compaàƒ±àƒ­a privada formada por participantes del sector, debe ser regulada y controlada profundamente por la agencia federal de energàƒ­a ANEEL. ANEEL seràƒ¡ reestructurada para definir las nuevas reglas del regimiento de MAE (derecho de voto, competencia de los àƒ³rganos regidores, etc.) y también las reglas del mercado, incluyendo precios de energàƒ­a spot, tasas impulsoras, procedimientos de contabilidad y compensaciàƒ³n. En el régimen pasado, tales reglas se establecieron primeramente por los participantes del mercado, y se sujetaban apenas a la ratificaciàƒ³n de ANEEL.

En 26 de Agosto de 2002 fue editada Medida Provisional de nà‚º 64 cual permite que a las consesionàƒ¡rias de generaciàƒ³n de energàƒ­a no se aplique lo que determina el Plano Real, sobre la prohibiciàƒ³n de reajustes en periodos inferiores a un aàƒ±o. Esta excepciàƒ³n se refiere especificamente a los contratos de comercializaciàƒ³n de energàƒ­a firmados en razàƒ³n de subastas publicas, permitiendo el repase del valor de la respectiva energàƒ­a contratada a los consumidores finales.

Otro reglamiento importante determinado por la medida provisional es la obligaciàƒ³n de la contrataciàƒ³n de la energàƒ­a solamente por medio de las subastas publicas realizadas a partir de Enero de 2003, por las consesionàƒ¡rias de distribuiciàƒ³n de energàƒ­a electrica, excluyéndose la contrataciàƒ³n de energàƒ­a para uso propio.

Con referencia al gas natural usado para la generaciàƒ³n de energàƒ­a termeléctrica, la medida provisional posibilita la creaciàƒ³n de subsàƒ­dios a seren concedidos al gas natural, o, la reducciàƒ³n del valor de la tarifa de transporte del gas natural, posibilitando el repase de recursos provenientes de la arrecadaciàƒ³n de la contribuiciàƒ³n de intervenciàƒ³n en el domàƒ­nio econàƒ³mico (“CIDE”). Este subsàƒ­dio deberàƒ¡ ser implementado por plazo de 17 aàƒ±os, y su monto anual no podràƒ¡ ultrapasar R$500,000,000.00.

Fue tanbién creada una SUBVENàƒâ€¡àƒÆ’O econàƒ³mica con la finalidad de contribuir para el bajo precio de la tarifa de fonecimiento de energàƒ­a a los consumidores finales, cual seràƒ¡ costeada con recursos provenientes de dividendos debidos al gobierno federal por Eletrobràƒ¡s.

Complementando la Medida Provisional nà‚º 64 fue editada la Resoluciàƒ³n nà‚º 11 del Consejo Nacional de Politica Energetica (“CNPE”) ampliando la excepciàƒ³n de la aplicaciàƒ³n del reglamiento del reajuste anula establecido por el Plan Real para todas las concesionarias de generaciàƒ³n de energàƒ­a, sean federales o estaduales, productores independientes de energàƒ­a, que firmen contratos de comercializaciàƒ³n resultantes de las subastas publicas. Como condiciàƒ³n de la extensiàƒ³n del benefàƒ­cio las subastas publicas deberàƒ¡n (i) seren promovidos por la iniciativa de la concesionarias de generaciàƒ³n 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 energàƒ­a; (iv) facultar la participaciàƒ³n como vendedores de todas las empresas de generaciàƒ³n y de productores independientes; y (v) utilizar contrato de compra y venta padronizado, edictal y sistematica de subasta aprobados anteriormente por ANEEL.

Conclusiàƒ³n

El gobierno claramente descuidàƒ³ las dificultades y riesgos de convertir un sector existente controlado por el estado en un mercado libre. De modo interesante, la crisis de energàƒ­a de 2001 (junto con una presiàƒ³n popular intensa) sirviàƒ³ como un catalizador para cambios en el modelo que se necesitaban hace tiempo. El gobierno finalmente percibiàƒ³ el problema e invirtiàƒ³ fondos para solucionarlo. Sin embargo, algunas cuestiones muy importantes estàƒ¡n todavàƒ­a pendientes: à‚¿càƒ³mo crear un ambiente competitivo y activo con las compaàƒ±àƒ­as estatales controlando la mayoràƒ­a de la energàƒ­a existente? à‚¿cuàƒ¡l es el equilibrio àƒ³ptimo entre la libertad de mercado, reglamentos e intervenciones gubernamentales? à‚¿càƒ³mo remunerar e incrementar la expansiàƒ³n del sistema de transmisiàƒ³n? à‚¿càƒ³mo implantar un sistema de precios transparente y previsible en un sector tan dependiente de la lluvia?

Ademàƒ¡s, la economàƒ­a global y la polàƒ­tica local elecciones presidenciales de este més de Octubre estàƒ¡n 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 energàƒ­a, y considerando la absoluta necesidad de inversiones privadas para la expansiàƒ³n, creemos que el futuro gobierno no debe descuidar la importancia de continuar con las “medidas de revitalizaciàƒ³n” y atracciàƒ³n de nuevos inversores privados.

Todavàƒ­a, con la probable elecciàƒ³n de un candidato de la oposiciàƒ³n al actual gobierno, algunas de los reglamientos podràƒ¡n ser modificados. Como ejemplo puedése destacar la intenciàƒ³n de no continuar con el programa de privatizaciones, la retirada de la autonomia de gestiàƒ³n de las agencias reguladoras (incluyéndose ANEEL), mayor contràƒ³l del MAE y de los servicios rendidos por las empresas de generaciàƒ³n (hoy, con cierta liberdades para negociar sus contratos), mayor participaciàƒ³n del consumidor ne las relaciones entre los agentes del sector, y, una posible repactuaciàƒ³n de clausulas de contratos firmados con el actual gobierno (principalemnte las clausulas que permiten reajustes extraordinarios y repases de costos a los consumidores).

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