Pontificia Universidad Católica de Chile

Escuela de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Mercados Eléctricos

 

Profesor:   Hugh Rudnick

Alumnos:  Héctor Díaz

                    Osvín Martinez

                    Gabriel Salinas

Desarrollo del Mercado Eléctrico en Brasil

 
 

 Introducción

 Estructura Actual

 Evolución en los Años Recientes

 El Proceso de Reestructuración

 Estado Actual del Proceso de Privatización

 El Organismo Regulador Propuesto

 Política de Concesiones

 Anexo: Programa Decenal de Generación

 
 
 
Introducción
 

El sector eléctrico brasileño ha sido uno de los últimos en someterse a un proceso de desregulación del área. Una profunda crisis de abastecimiento y financiación aceleraron el cambio en las políticas energéticas del país, con esto se abrió el camino al mercado eléctrico más importante de sudamérica.

El proceso de privatización a atraído a las más importantes empresas eléctricas del mundo, además de varias empresas chilenas. El enorme potencial de expansión y capacidad de aumentar los niveles de eficiencia de los sistemas ya instalados ofrecen, no sólo una opción atractiva a los inversionistas, sino también a los consumidores que verán, en general, una mejora en el nivel tarifario y en los niveles de calidad y seguridad del servicio.

 
Estructura Actual del Sector Eléctrico Brasileño
 

El sistema eléctrico de potencia consiste de dos sistemas de transmisión interconectados (Norte-Nordeste y Sur-Sudeste-Centro) y muchos pequeños sistemas aislados en regiones remotas. Estos sistemas están separados y operan independientemente.

 

El Ministerio de Minas y Energía es el responsable por el sector y desarrolla las funciones de regulación a través del Departamento de Aguas y Energía Eléctrica (DNAEE). En la práctica, sin embargo, DNAA no es independiente y es supervisado con respecto de las tarifas por el Ministerio de Finanzas.
 

Existe un holding, Eletrobrás, que es controlado por el estado y es responsable por la ejecución de la política nacional de energía eléctrica en cuanto a planeamiento, financiamiento, coordinación y supervisión de los programas de construcción, ampliación y operación de los sistemas de generación, transmisión, distribución y los programas de conservación de energía eléctrica.
 

Eletrobrás responde, también, por aproximadamente el 60% de la producción de energía eléctrica en Brasil en 1994 (incluyendo 50% de generación bruta de Itaipu). Esta energía es vendida para las concesionarias responsables por el ofrecimiento de energía a los consumidores finales. Además retiene el control de 80% de las líneas de transmisión que totalizan 117.000 Km.

 
Las funciones de la ELETROBRAS están divididas de la siguiente manera:
 

Generación

 

Cerca del 60% de la energía generada en Brasil proviene, como se mencionó anteriormente, de las subsidiarias de Eletrobrás e Itaipú. La hidroeléctrica de ITAIPU es la mayor en operación en el mundo, en un proyecto binacional desarrollado en condominio por el Brasil y el Paraguay en el río Paraná. La potencia instalada es de 12.600 MW; la energía firme anual, estimada en proyecto, es de 75 mil millones de KWh En 1995 Itaipú fue responsable por el suministro del 78% de la energía eléctrica consumida en todo el Paraguay y 32% del abastecimiento de las regiones Sur, Sudeste y Centro-Oeste del Brasil. Estas regiones concentran cerca del 65% de la población brasileña.

 
Los 40% restantes de la energía generada en Brasil proviene de compañías controladas por el estado y el gobierno municipal, de las más importantes se destacan Cesp (Sao Paulo), Cemig (Minas Gerais) y Copel (Paraná).

 
 
 

A continuación se presentan los datos de generación para los años 1994 y 1995.

 

Generación Eléctrica (GWh) 
Empresa 
1994
1995 (en-jun)
Cesp
49,802
27,646
Itaipu
34,587
18,454
Chesf
34,259
16,988
Furnas
31,052
16,459
Cemig
25,625
12,841
Eletronorte
22,518
12,645
Eletrosul
14,946
8,244
Copel
12,526
6,619
Otras
20,278
9,994
TOTAL
245,593
129,890
 
 

La capacidad de generación brasileña es en un 94% hidroeléctrica, reflejando los inmensos recursos hidrológicos. El país tiene aún 200 GW de potencial hidrológico para desarrollar. Existe, sin embargo, algunos obstáculos para la utilización de éstos recursos. La creciente demanda de potencia de los grandes centros requiere un programa para suplir dichas demandas (generación de potencia básicamente térmica con el fin de complementar la parte hidráulica).

 

Capacidad Eléctrica Instalada (MW) 
Empresa  Junio 1995
Cesp 9,433
Chesf 8,704
Furnas 8,123
Itaipu 6,300
Eletronorte 5,498
Cemig 4,962
Eletrosul 3,222
Copel 3,329
Otras 5,429
TOTAL  55,000
 

Las características físicas de Brasil, en especial la gran extensión territorial y la existencia de ríos caudalosos, además de las dimensiones relativamente reducidas de las reservas de petróleo y carbón mineral, fueron determinantes para la implantación de un parque generador de energía eléctrica de base predominantemente hidráulica. Como apenas cerca de 25% del potencial hidroeléctrico corresponden a plantas en operación y en construcción, se estima que las fuentes hidráulicas continuarán a desarrollar un importante papel en el atendimiento a la creciente demanda de energía eléctrica, por lo menos a lo largo de las dos próximas décadas.
 

La exploración de ese potencial es básicamente efectuada por empresas de economía mixta, cuyos accionistas mayoritarios son la Uniao, los gobiernos estatales o municipales, que responden por mas de 99% de la producción nacional de energía eléctrica para uso público. Con la reglamentación del artículo 175 de la Constitución, se prevé la ampliación de la participación privada en el sector.

 
Independientemente del carácter público o privado de los agentes encargados del abastecimiento de energía eléctrica, es de fundamental importancia que la operación y la expansión de los dos sistemas eléctricos brasileños N/NE y S/SE, continúen a ser realizados de forma coordinada. La interconexión permite obtener de los sistemas una producción energética superior a la que sería proporcionada por la suma de las producciones de las plantas en operación aislada.

 
Las actividades de planeamiento de la expansión y de la operación de los sistemas eléctricos son coordinadas, respectivamente, por el GCPS - Grupo Coordinador del Planeamiento de los Sistemas Eléctricos y por el GCOI - Grupo Coordinador para la Operación Interconectada que reúnen las empresas generadoras y distribuidoras de energía eléctrica bajo la coordinación de Eletrobrás.
 

El potencial hidroeléctrico brasileño, según informaciones almacenadas en el SIPOT - Sistema de Información del Potencial Hidroeléctrico Brasileño - en diciembre de 1996, totaliza 259.668 MW. Los números que traducen el conocimiento del potencial hidroeléctrico brasileño son objeto de actualizaciones periódicas, en función de la profundidad de los estudios del potencial ya investigado, y de nuevos levantamientos incorporados al SIPOT .
 

En relación a las termoeléctricas, éstas son utilizadas actualmente para suplir los requisitos de localidades aisladas o para la complementación del sistema en los períodos hidrológicamente secos. En el año de 1986, la generación hidráulica alcanzó 93,8% de la generación total de energía eléctrica de las concesionarias, siendo sólo el 6,2% restante generado por termoeléctricas, de los cuales 3,9% utiliza petróleo diesel, 2,2% utiliza carbón mineral y 0,1% utiliza uranio.
 

El sistema de generación brasileño consta, además de fuentes hidrológicas; de fuentes de carbón mineral, energía nuclear, derivados del petróleo, gas natural, bagazo de caña, reservas forestales y otras fuentes futuras como energía solar, residuos urbanos, energía de la variación de las mareas, energía eólica, etc.
 

Transmisión

 
En el sistema de transmisión se puede distinguir, dos redes de transmisión conectada entre ellas, el sistema interconectado Sur-Sureste y Centro-Oeste y sistema Norte-Noreste, y muchos sistemas pequeños en regiones remotas. Estos sistemas están separados y operan independientemente.
 

 

Las principales líneas de transmisión en Brasil son propiedad de las subsidiarias de Eletrobrás y compañías estatales como la Cesp, Cemig y Copel. La operación de los dos sistemas interconectados es controlada por los siguientes organismo, GCOI (Sur-Sureste y Centro-Oeste) y CCON (Norte-Noreste). Estos organismos están formados por miembros de todas las compañías relacionadas y son presididas por Eletrobrás.

 
 
Líneas de Transmisión (km)
Empresa 
Junio 1995
Cemig
22,104
Cesp
19,322
Furnas
15,226
Chesf
13,919
CEEE
8,913
Eletrosul
8,211
Eletronorte
6,246
Copel
6,218
Otras
5,429
TOTAL 
152,809
Fuente: Eletrobrás - SIESE

 
En diciembre de 1993, el gobierno federal creó un sistema nacional de transmisión, llamado Sintrel. En esta etapa, Sintrel esta compuesto de los sistemas de transmisión de las compañías federales, quedando las compañías estatales más importantes fuera del sistema .
 

Distribución
 

La mayor parte de las empresas distribuidoras es controlada por el estado y compañías municipales, mientras que varias de las instalaciones estatales de mayor envergadura, como Cesp, Cemig y Copel, son compañias integradas. La mayor distribuidora de Brasil es Eletropaulo, perteneciente al estado de São Paulo, la cual entrega el 22% del total de electricidad distribuida en Brasil.
 

Distribución a Nivel Urbano
 

En cada región geográfica, se puede encontrar una situación económica que define las características de los grandes centros urbanos y las de los polos regionales de mayor concentración poblacional.
 

A esa realidad regional se asocia, a su vez, una diferenciación de la soportes físicos de los respectivos sistemas de distribución, a través de políticas distintas de mantención, operación y expansión de esos sistemas.
 

Un resumen de los niveles de energía suministrada por las diferentes empresas entre 1990 y 1995 se presenta a continuación:

 
Consumo Eléctrico Brasileño por Distribuidor (Gwh)
Empresa
1990
1991
1992
1993
1994
1995
Eletropaulo
48.136
46.914
49.328
50.839
52.661
55,013
Cemig
27.791
27.462
29.146
30.199
30.982
32,107
Light
20.117
19.919
19.946
20.301
20.686
21.754
Cpfl
12.367
12.705
13.498
14.294
14.940
15.850
Ceee
11.404
12.238
12.682
13.284
13.990
14,988
Eletronorte
9.750
12.459
12.916
13.030
13.247
13,670
Copel
9.485
9.831
10.343
11.091
11.603
12,668
Cesp
7.761
7.353
8.070
8.568
8.812
9,261
Celesc
6.504
6.892
7.115
7.591
8.056
8,799
Coelba
6.034
5.964
6.322
6.771
7.035
7,535
Other
46.00
52.929
49.270
51.075
53.407
58,212
TOTAL
205,354
214,666
218,635
227,043
235,420
249,857
 
 
 
Brasil: Evolución del Mercado Eléctrico
en los Años Recientes.
 

Formación del sector eléctrico nacionalizado: síntesis histórica.
 

La década de los 40 se caracterizó por el choque de dos corrientes, las que estaban a favor de la nacionalización del sector eléctrico y aquellas que defendían el capital extranjero o liberalismo.
 

Después de la 2ª guerra mundial hubo un marcado aumento de la población urbana brasileña, como consecuencia un aumento de la industria, del comercio y servicios, por consiguiente ocurrió una crisis de energía eléctrica en todo el país, pasando a hacer el racionamiento algo corriente a lo largo de todo la década de los cincuenta. De 1943 a 1953, la capacidad instalada crece en solo 1.95% anual, en cuanto la producción crece en un 2,56% al año, acumulándose un déficit de cerca de 1000MW.
 

El problema de energía eléctrica pasa a ser el tema central de gran discusión nacional. Los gobiernos se suceden tomando medidas paliativas, presionados por estas dos corrientes opuestas: la asociativa ( a favor de la privatización) y la nacionalista que condenaba la actuación de las empresas extranjeras, reivindicando al estado y promoviendo su participación en dichas empresas.
 

A pesar de las divergencias y de encontrarse entre estas dos corrientes, el gobierno federal y dos estados forman un alianza y reorganizan el sistema eléctrico. Se crea una Comisión Estatal de Energía Eléctrica (CEEE), en Río Grande do Sul (1943), la CHESF, en Pernambuco, (1945) CEMIG, En Minas Gerais, (1952), Que servían de modelo para las demás empresas del sector.
 

En el primer semestre de 1953 es mandado al Congreso Nacional un proyecto de ley creando un fondo federal de electrificación, formado por el Impuesto Único sobre Energía Eléctrica y por parte del Impuesto al Consumo.
 

A finales de 1954 el Congreso Nacional aprueba la compra de los derechos de empresas del Grupo AMFORP. A lo largo de la década, casi todos los estados habían constituido empresas estatales de la absorción de empresas extranjeras.
 

En 1960 es creado ministerio de Minas y Energía, a través de la ley nº 3.782, quedando organizado también el DNAEE -Departamento Nacional de Aguas e Energía Eléctrica-, que sucede al departamento de agua, que tiene por función planear, coordinar y ejecutar estudios hidrológico en todo el país, ya sea supervisando, dirigiendo fiscalizando las concesiones y controlando el aprovechamiento de aguas y de los servicios de electricidad en todo el territorio nacional.
 

En Abril de 1954, fue sometido el congreso por el entonces presidente Vargas, una segunda etapa de política de su gobierno que consistió en la creación de un Plan Nacional de Electrificación y la creación de Eletrobás (Centrales Eléctricas Brasileñas S.A.) concebida como empresa pública, de ámbito nacional, que como principal función debe ejecutar el Plan de Electrificación.
 

El financiamiento del sector eléctrico se puede dividir en dos partes:
 

El primer período que se extiende hasta 1967, en donde, los aportes de fiscales eran el gran impulsor del sector eléctrico, pero en 1967 con la reforma fiscal, los aportes federales como estatales, fueron desvinculados de los proyectos específicos del sector. También el aporte del Impuesto al Consumo (4% de IVC - impuesto sobre ventas y consignaciones) fueron terminados en esta fecha.
 

A partir de 1967, llegó un segundo período (1967-1980), que se caracterizo por una política tarifaría, la creación y manutención de varios proyectos, que brindo empresas lucrativas y aportando auto financiamiento en primer plano como fuente de recurso, lo que no significa que los recursos de préstamo y del Impuesto Único de Energía Eléctrica no continuasen siendo importantes para fortalecer el papel del holding financiero del sector. Este se puede subdividir en cuatro partes:
 

I. Fase empresarial (1967-1974)
 

Este período se caracteriza por un vuelta a la inversión del sector eléctrico pero esta vez bajo el control central del holding Eletrobrás. El control del financiamiento del sector, no se dio en forma inmediata, algunas empresas gozaban de autonomía desde la primer período. Se tiene Reserva Global de Reversión para el control de Eletrobrás. En 1972 se crea la Reserva Global de Garantía. En 1975 ambos instrumentos fueron importantes para consolidar el papel de Eletrobras como holding financiero y centralizador del sector.
 

En relación del capital de terceros, se tiene que este, se remplazó por un "préstamo obligatorio" a partir de 1972 comenzó a ser cobrado exclusivamente sobre el consumo industrial y a tasas de interés decrecientes, que fueron compensadas por la institución de Reserva Global de Reversión ya incluida en la tarifa. Como recurso interno se mantuvieron oscilando antes de 1975. Los aportes del capital de gobierno (federal, estatal, municipal) fueron compensados por el autofinanciamiento del sector. A partir de 1975 se continuaron expandiendo las inversiones y congelando las tarifas financieras, con un creciente endeudamiento tanto interno como externo, llegando este a representar muchos de los recursos totales en 1977.
 

II. Fase de endeudamiento externo (1974-1979).
 

Con la primera crisis del petróleo y dada la liquidez financiera en que se encontraba el sistema financiero internacional, a partir de 1974 se comenzó una nueva fase en el sector eléctrico, cuya característica principal serian los cambios de la estructura del financiamiento. En cuanto a la política sectorial, 1974 las modificaciones más relevantes fueron: la necesidad de fortalecer la interconexión de los dos sistemas, se paso a promover la normalización de la tarifas.
 

Antes de 1974 las tarifas eléctricas se diferenciaban por regiones, estas diferencias eran bastante significativas de un sector a otro, llegando a diferencias de un 30 a 40% entre las empresas de diferentes regiones. Por ser un mercado con gran liquidez, por un cambio en la política tarifara, ocurrió un cambio, la participación de los recursos sectoriales comenzó a decrecer, cambiando en 1974 de un 60% del total a 1980 donde sólo era el 43%. En contrapartida hubo un aumento de los recursos extra sectoriales que pasaron de un 40% en 1974 a un 57% en 1980.
 

De esta manera, a través del aumento de los recursos extra-sectoriales y en especial del aumento de los préstamos del exterior que pasaron de un 19% en 1974 a un 37% en 1980, el gobierno inauguraría un política de grandes proyectos. También en este período las altas tasas de inflación afectaron en forma clara las tarifas de energía eléctrica, obligando al sector a aumentar el nivel de captación de recursos externos, con el consecuente proceso de endeudamiento.
 

III. Aceleración de la crisis (década de los 80):
 

En este período aconteció una segunda crisis del petróleo por consiguiente un aumento de las tasas de interés en el mercado internacional que sobrepasaron el 20%. La estructura de financiamiento continuó siendo la misma, es decir con recursos externos y con tarifas que recibían un reajuste inferior a los niveles de inflación. La aceleración del proceso inflacionario a partir de 1983 produjo una desvalorización del cruzeiro en el mismo año, lo que ayudó a que aumentara el desequilibrio del sector.
 

En el contexto internacional (por efecto de la caída mexicana) los banqueros internacionales se vieron forzados a negar la entrega de nuevos préstamos y aumentar las exigencias para lo demás países deudores. Además teniendo los precios limitados por la política anti-inflacionaria y por ende siendo obligado a suprimir la energía eléctrica como la principal fuente del proceso de substitución de energéticos importados, el sector eléctrico se vió obligado a recurrir a capitales de terceros, para arreglar a corto plazo sus divisas. Para complicar aun más el cuadro la demanda energética presento un ritmo de crecimiento menor que el del período anterior (1974-1979), mientras el volumen de inversiones fue constante. La ejecución de grandes proyectos centrados en pocas empresas tiene como consecuencia, una concentración de los recursos, desarticulación de los mecanismos de transferencia inter-sectoriales, lo que trajo como consecuencia directa un aumento de los desequilibrios del sector.
 

A finales de la década de los '80 el sector eléctrico se encontraba en una crisis que podemos descomponer en tres factores que comenzaron a ser gestados a principios de la década de los '70 como ya se comentó, estos se pueden dividir en: crisis del financiamiento, crisis institucional, crisis de potencial de abastecimiento. Estas crisis estaban estrechamente correlacionada y bastaba que uno tuviese problemas para que afectara a los otros dos, sin embargo la crisis financiera determinaba la gravedad de la situación de los otros dos.
 

En 1986 entra por primera vez en vigencia el Plan de Recuperación Sectorial , que debía encaminar las inversiones altamente prioritarias previstas en el plan ; estaba formado por tres elementos : recuperación real de las tarifas, transferencias extranjeras y bancos privados. Por lo tanto se habían definido las siguientes directrices:
 

Tarifas realistas y competitivas al nivel de empresas a través de la eliminación de la cobertura de cualquier subsidio, dejando en forma de incentivos y tarifas. Este tipo de camino, sin duda, era el correcto; se había empezado a incentivar la eficiencia de las empresas para una mayor utilidad y se estaba dejando lugar para la intervención de privados en algunos proyectos pequeños. Claro que estos planes básicos se presentaron a lo largo de 1986 como un intento frustrado de mejorara el sistema. El plan de las tarifas se vio atropellado por un plan cruzado que afectaba en forma particularmente negativa a las tarifas públicas. De un estudio realizado se desprende como resultado del plan: 
     

IV. Crisis institucional

 
La delimitación de las regiones geográficas de concesión otorgada para empresas estatales, origina un gran numero de problemas inexistentes en resto del sistema esto se debe a la importancia de la distribución intersectorial.
 

Durante un largo período que se extiende hasta 1980, la coexistencia de concesiones controladas por los gobierno estatales y la progresiva expansión de un grupo de empresas de gobierno federal Eletrobrás se desenvuelve armoniosamente gracias a un determinado rango de instituciones que controlaba la distribución de recursos tarifarios y fiscales obtenidos por sector entre empresas estatales y el grupo de Eletrobrás.

 
Todo esto funcionó muy bien en los años '50 a inicios de los '70. De los años '80 en adelante el holding paso a tener gran parte de los recursos fiscales aplicados al sector.
 

Estas transferencias provenientes del tesoro pasaban a formar parte del capital y del Impuesto Único de Energía Eléctrica que recibía 40% de lo perteneciente a un año era también recurso del holding. Habían dos elementos básicos implícitos en el esquema del sector, primero el papel centralizador del holding que pasó a ser la principal surtidora de recursos (prestamos) para las concesionarias, a través de sus empresas prestadoras (Furnas, Chesf, Eletrosul, Eletronorte), canalizando cada vez más la inversión sectorial. En segundo lugar era muy complejo el mecanismo entre sectores. El flujo básico de recurso allí era de dos grandes conexiones Sur/Sudeste para Eletrobrás y a través de las concesionarias `para el Norte y nordeste. A partir de la crisis del petróleo, ambas condiciones pasaron a ser criticas, tanto las tarifas que fueron reducidas fuertemente, por las políticas de rigor y contención del gasto publico. Al final de la década el impuesto único de energía eléctrica ya no siguió aportando capital al sector.
 

Ahora en comparación con la década de los 80 la dimensión de crisis financiera era mayor y principalmente los gobernadores son escogidos por votación, por lo que están dotados de mayor autonomía política.
 

Como se puede observar por los antecedentes históricos el sector del mercado brasileño tiene una serie de problemas en el ámbito de organización, política tarifaria, financiamiento y expansión del sistema, legislación y participación e iniciativa del sector privado. En la parte de organización se puede observar que básicamente esta compuesto por un monopolio estatal sin mayor competencia incentivo por competir transformando a el sector, en empresas de lo menos eficientes, teniendo un numero de inversiones con el fin de expandir el sistema, pero sin la necesidad de obtener beneficios a cambio (hasta el momento en que ya no se pudo sostener la crisis), esto se extiende a cada rama del sector eléctrico, ya sea generación, transmisión o distribución, las cuales se encuentran integradas verticalmente. Además, existe el problema exógeno de las altas tasas de inflación, a esto hay que sumar el manejo político de las tarifas, sin cuidar el interés del sector, con el fin de disminuir el gasto público, es decir, las empresas eléctricas obedecen a intereses políticos que no siempre van de la mano con el óptimo.
 

La falta de capital de inversión se ve como un problema, dada la necesidad que existe de satisfacer la demanda energética del sector que cada día aumenta más. La falta de un organismo regulador que se encargue de optimizar y controlar el sector eléctrico con capacidad de sancionar a las empresas que no acaten las disposiciones, que al mismo tiempo sea el encargado de fijar las tarifas reguladas para el público, y de hacer de intermediario para la resolución de conflictos, que se encargue de elaborara un código en que detalle en forma clara la forma de operar el sistema, para luego poder legislar sobre esto, no existiendo en este momento ninguna ley o código que defina el funcionamiento del sistema, ya sea en la participación de terceros o del gobierno. La participación de privados recién esta comenzando y el tema de la legislación avanza bastante lento, el organismo ya fue creado pero las atribuciones son mínimas, sin lugar a dudas las transformación formaciones del sector con los problemas que existen debe partir con una reestructuración desde las bases.

 
El Proceso de Reestructuración
 

Antecedentes

Generación

 

En la década de los 80, las inversiones en generación correspondían al 58% del total del sector eléctrico. Ésta cayó hacia el año 1988 en un 16% con respecto a 1980 y un 20% con respecto a 1978. Las inversiones en Itaipú consumían gran parte de los recursos destinados al sector durante la década.

 
En el año 1987 se elaboró un nuevo plan de desarrollo del sistema, denominado Plano 2010. Este plano fue elaborado después de una año de fuerte crecimiento económico; lo anterior provocó una predicción demasiado optimista del nivel de crecimiento medio del consumo de energía (7,3%) y del PIB (6,8%). Estas expectativas no fueron satisfechas, lo cual causó que ninguna de las metas propuestas fuera concretada. Los niveles de inversión se redujeron, debido a un agravamiento de la situación financiera de Eletrobrás, la que mostraba un retraso en prácticamente todos los cronogramas de obras de generación previsto en el plano 2010, exhibiendo a un grupo Eletrobrás en 1988 con un 36% de sus activos en obras inacabadas.
 
 

 

Transmisión - Distribución
 

Las inversiones en transmisión mostraban una media del 24% del total entre 1980 a 1988. En 1988 ese total era apenas un 7% mayor que en 1980. De esta misma forma, las inversiones en Distribución fueron bastante disminuidas: en 1988 eran solamente un 8% mayores que en 1980 y 32% menores que en 1985, año en que acaparaban un 18% del total. En consecuencia, los sucesivos atrasos y reprogramaciones ocurridos colocaron determinadas áreas del sistema en condiciones críticas de operación.
 

Además de la crisis financiera anteriormente expuesta, se suma, desde mediados de los ´80, una proliferación de los conflictos institucionales entre las empresas estatales y Eletrobrás, debido a la reducción de los aportes del gobierno, creciente restricciones de endeudamiento y agotamiento en la capacidad de autofinanciamiento, lo que llevó a Eletrobrás a intentar implementar un aumento en las transferencias intersectoriales.
 

En los años ´90, el sector eléctrico se vio en medio de una situación de insolvencia, la cual puede comprometer una adecuada oferta de energía y generar daños en la estructura institucional.
 

Soluciones Propuestas
 

Uno de los objetivos más urgentes dados los desafíos enfrentados por el sector eléctrico es una recuperación financiera. Un esfuerzo en la dirección de un cambio en el nivel de tarifas debe sumarse a nuevas formas de financiamiento y a medidas de conservación de la energía.
 

En lo que respecta a tarifas, éste es un elemento estratégico para el equilibrio económico - financiero del sector. Sin embargo, considerando los niveles de ingreso que prevalecen en el País y el monto de los recursos involucrados, una alternativa de financiar el sector vía tarificación sería inviable.
 

La tendencia a una desregulación y privatización del sector implica un efecto sobre la política de equilibrio. En este caso, podemos prever que un mayor grado de autonomía deberá incorporar algún margen de regionalización tarifaria.
 

De modo general, una mayor presencia privada impone límites al poder del Estado de manipular las tarifas como instrumento político. Así, un nuevo marco institucional, en el que fuese dada mayor importancia al sector privado, podría engendrar una política tarifaria más transparente y racional.
 

La proposición de un modelo de privatización progresiva está basada en generar algún grado de competencia en el sector generación, en el que un gran número de productores deben disputarse a los grandes consumidores y no ser ésta una función del Estado. Por otro lado, la transmisión debe ser de responsabilidad conjunta de generadores, distribuidores, consumidores y gobierno, con un precio de servicio totalmente transparente, de manera que el consumidor pueda recibir todos los beneficios de la competencia.
 

 
    Objetivos Específicos del Modelo de Reestructuración
   
    Estructura de la Oferta
   

Definidas las características de generación como capaz de generar competencia, y de los sectores de transmisión - distribución como típico monopolio natural, se puede entonces estructurar la cadena representativa de la oferta de energía eléctrica de la siguiente forma:

 

Generación
 
 

 

Dentro de tal esquema, tanto Eletrobrás como las actuales áreas exclusivas de concesión para las generadoras dejarán de existir, permitiendo la libre contratación de abastecimiento de energía eléctrica en todo el país.

  
A fin de agilizar el desarrollo de las obras y la entrada en operación de las centrales hidroeléctricas en actual construcción, se propondrá al sector privado una iniciativa de asociación con las empresas públicas de hidroelectricidad. En caso que las actuales concesionarias no retomen las obras de su responsabilidad, las concesiones serán re-licitadas en un plazo previamente definido.
 

Transmisión

 
La transmisión de energía eléctrica a través de un sistema interconectado deberá obedecer a tres principios básicos:

 

 
Debido a la característica de monopolio natural del sector transmisión, el costo de transmisión será evaluado como el costo marginal de corto plazo, sumado a un " derecho de conexión" (peaje fijo y anual), cobrado según su potencia instalada y ubicación en la red.
 

La explotación del servicio de distribución se hará a través de una empresa, en adelante EBT (Empresa Brasileña de Transmisión), la que no tendrá ninguna participación en las transacciones entre generadores y consumidores. A EBT deberán tener acceso todos los que posean líneas de transmisión, ya sean concesionarios actuales o establecidos en futuras licitaciones.
 

Objetivos de EBT:

Distribución

 
Para promover la desregulación del sector distribución, se propone que sean otorgadas concesiones al mayor número posible de distribuidores, con énfasis especial para los municipios o conjunto de municipios con vínculos e intereses definidos en sus respectivas áreas geográficas.

 
Factores como la ubicación geográfica o el número y tipo de consumidores determinarán costos de distribución diferenciados. El poder regulador fijará una legislación específica desincentivando las practicas monopólicas, a fin de evitar que un mismo grupo se expanda en zonas de distribución vecinas.
 

Tarifas

 
En el modelo anteriormente propuesto, existirán dos tipos de tarifa: una para clientes finales con potencia igual o superior a 10MW, los que compraran la energía a precio libre. Los consumidores con potencia inferior a 10 MW los que compraran a precio regulado.

 
A partir de las dos categorías descritas anteriormente, se establecerán cuatro precios básicos, referidos a los costos marginales del sistema:

 

 
 
Estado Actual del Proceso de Privatización

 
La primera privatización directa fue promovida por el gobierno federal en julio de 1996. Escelsa, una ex-subsidiaria de Eletrobrás, fue vendida a un consorcio de bancos y fondos de pensión. Light, y Cerj fueron las siguientes. En el futuro el gobierno de Brasil se abocará a licitar las generadoras y distribuidoras, quedando el sistema de transmisión en manos de Eletrobrás y de los gobiernos federales. Para el sector privado, Brasil representa una mercado atractivo, pues dado el nivel de consumo, se estima que el área eléctrica puede crecer un 72.2% en los próximos 8 años.
 

Entre las compañías federales que serán traspasadas a los privados en los próximos dos años están Chesf, Furnas, Eletronorte y EletroSul. Durante los próximos doce mese serán privatizadas otras cinco firmas más pequeñas, administradas por Eletrobrás y ubicadas en el norte y noroeste del país. Ellas son Cemat y Enersul de Mato Grosso, Cosern de Río Grande del Norte, Ceal de Alagoas; y Energipe del Estado de Sergipe.
 

Los gobiernos de los 17 estados de Brasil han firmado acuerdos con el BNDES para privatizar sus compañías, aunque sólo Sao Paulo, Minas Gerais, Bahía y Río Grande do Sul se han sumado al proceso. En Sao Paulo serán vendidas Cesp, Cpfl y Eletropaulo, mientras Cemig estaba en carpeta para ser ofrecida durante Mayo.
 

 
El Organismo Regulador del Sector Eléctrico
 

La Propuesta del Gobierno
 

Cualquier inversionista que examina la aplicación de recursos en actividades de servicios de infraestructura, analiza, además de los aspectos de mercado, de tasa de retorno y otros elementos como la reglamentación aplicable a la actividad, y como la misma es, en la práctica, llevada a cabo y cual es el comportamiento del organismo regulador y fiscalizador.

 
Si la actividad de infraestructura concedida (transporte, energía, telecomunicaciones u otra) esté dividida entre diversos agentes, se supone que el poder concedente disponga de un organismo suficientemente capacitado para ejercer sus funciones, de manera a garantizar que los servicios sean adecuadamente prestados y que el concesionario trabaje con resultados económicos que remuneren sus inversiones y representen un incentivo para mantener la prestación de servicios.

 
La inexistencia de un organismo regulador o la actuación de un organismo sin exacta conformidad con su objeto puede representar, como, de hecho, sucede en la mayoría de las veces, una preocupación para el inversionista.

 
El sector de energía eléctrica brasileño es bastante reglamentado, especialmente en lo que dice respecto a las actividades de prestación de servicios públicos. La reglamentación vigente fue elaborada, en gran parte, admitiendo la "prestación de servicios por el costo", esto significando que la tarifa cobrada era función de los costos reales de los servicios, condición presente hasta la penúltima Constitución Federal. Con la llegada de la nueva Constitución y de la nueva legislación sectorial, especialmente de las leyes nº 8.987 del 13 de febrero de 1995 y nº 9.0734 de 07 de julio de 1995, la reglamentación sectorial está siendo progresivamente revisada.

 
Por otro lado, el brazo ejecutivo del Poder Concedente, el DNAEE- Departamento Nacional de Aguas y Energía Eléctrica, tal vez hasta en función de la creciente estatización vivida por el sector en las últimas décadas, no se caracterizó por el ejercicio de sus funciones. Desarrollando una actividad de gran complejidad, que requiere elevados conocimientos técnicos y legales, el DNAEE dispone de un equipo propio muy reducido, por lo cual, para el desarrollo de sus actividades, necesita del apoyo, eventual y temporal, de profesionales de las propias concesionarias de energía eléctrica. Una situación inadecuada al nuevo rol del Estado, cada vez más delegador y menos prestador directo de los servicios.

 
El Gobierno Federal ha mostrado estar consciente de la conveniencia de adecuar la función reguladora, como instrumento de promoción del desarrollo sectorial y de control de la actuación de los diversos agentes interesados, de manera a compatibilizar los intereses de los inversionistas sectoriales y de los consumidores, actuando como aglutinador, facilitador y árbitro de los intereses involucrados en el sector. En este sentido la Presidencia de la República envió al Poder Legislativo, el 21 de marzo p.p., el Proyecto de Ley nº1669/96, proponiendo la institución, como autarquía vinculada al Ministerio de Minas y Energía, de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL, que sustituirá el DNAEE como nuevo organismo regulador y fiscalizador de los servicios de energía eléctrica y del aprovechamiento de energía hidráulica en el País.

 
Las atribuciones y competencias propuestas para la nueva Autarquía son, en un primer análisis, bastante semejantes a las actualmente ejercidas por el DNAEE. Sin embargo, un análisis cuidadoso muestra que el Gobierno pretende que las funciones asuman características claramente diferentes de las actuales, mejor ajustadas al nuevo contexto de la acción que cabe al Estado. Por otro lado, la propuesta de institución del organismo como autarquía está coherentemente acompañada de la manifestación de intención de un actuar más eficaz, con una estructura administrativa adecuada y con recursos humanos en cantidad y calidad compatibles con la importancia de sus funciones institucionales. El gobierno reflexiona, en este sentido, de la creación de "cargos de carrera" de "Fiscal del Servicio Público de Energía Eléctrica", con niveles de remuneración compatibles con la calificación y de la experiencia profesional requeridas.

 
Por otro lado, el Proyecto de Ley prevé la posibilidad de tercerización de actividades, mediante el credenciamiento de técnicos y empresas técnicos y empresas especializadas, además de la delegación parcial de competencia a organismos que vinieran a ser creados por los Estados.

 
El proyecto de ley en referencia propone también la creación de la Corporación de Servicio Público de Energía Eléctrica, con funciones de acompañar y evaluar el desempeño de la prestación de servicios de energía eléctrica sugiriendo las medidas reglamentarias que se hagan necesarias. Tal Corporación, además de asesorar al Ministro de Minas y Energía en las cuestiones relacionadas con la exploración de la energía eléctrica, tendrá como objetivo asegura a los usuarios e inversionistas, la plena seguridad en el ambiente institucional en que se introduzcan.

 
Cabe destacar que el Gobierno no propone la nueva autarquía como siendo el "agente bajo control de la Unión" que deberá, en los términos del primer párrafo del artículo 17 de la Ley 9074/95, definir las reglas operativas a ser seguidas por los inversionistas y/o operadores del sistemas de transmisión, integrantes de la red básica de los sistemas eléctricos interconectados.

 
La ley prevé que tales reglas deben buscar asegurar la optimización de los recursos electro-energéticos existentes o futuros, lo que significa, en la práctica, que las mismas podrán (o deberán) tener alcance incluso bajo las reglas de operación de las centrales generadoras de energía eléctrica integradas a los sistemas optimizados. La definición de tal "agente bajo control de la Unión" empieza a hacerse urgente, especialmente en fase de entrada de nuevos agentes sectoriales - inversionistas privados en servicios públicos y productores independientes - y de la consecuente necesidad de reestudio y eventual reecuacionamiento institucional del modelo de decisión bajo las regla operacionales de generación.

 
A continuación, abordaremos algunos aspectos específicos de las funciones y atribuciones propuestas por el Gobierno Federal para el nuevo organismo regulador.

 
La finalidad básica de la autarquía está propuesta en el art. 2º del Proyecto de Ley (PL): "desarrollar la producción de energía eléctrica y el aprovechamiento energético de los cursos de las aguas, en articulación con organismos de las administraciones estatales, y así regular y fiscalizar las actividades relativas a los servicios y instalaciones de energía eléctrica".

 
Las principales atribuciones propuestas para la nueva autarquía dicen relación a:

 

 

El proyecto de Ley propone la institución de una Tasa de Fiscalización de Servicios de Energía Eléctrica, diferenciada en función de la modalidad y del porte del servicio concedido, permitiendo o autorizando, cuya recaudación representará una de las recetas de la autarquía a ser creada.

 
Un aspecto que merece especial atención es lo que dice respecto a la "Corporación del Servicio Público de Energía Eléctrica", organismo colegiado cuya creación es propuesta en el art. 8º del Proyecto de Ley y que deberá ser integrado por siete miembros efectivos e igual número de suplentes, teniendo como actividades básicas:
 

 
La efectiva implantación de la ANAEEL y, especialmente, su real capacitación técnica para el ejercicio de sus funciones, demandará un plazo tal vez mayor que un año. Sin embargo, la toma de posición del Ejecutivo, conjugada con el esfuerzo que viene siendo desarrollada en el sentido de revisar la reglamentación sectorial, demuestran el interés del Gobierno en impulsar el sector eléctrico brasileño y garantizar, en términos sectoriales, el éxito del Programa Nacional de Desestatización.

 
El proyecto de Ley nº 1.669/96 fue aprobado por el Senado el 28/11/96
 

 
Concesiones del Servicio público en Brasil: Energía

 

La capacidad de generación eléctrica instalada de Brasil es 54.000 MW, incluyendo su parte de Itaipú (6,300 MW). El sistema abarca 142 planta de más de 10 MW cada una, de las cuales 103 son hidroeléctricas, generando el 93% de la electricidad, y 39 son termoeléctricas. Diecisiete de estas plantas tienen una capacidad de más de 1.000 MW. Las plantas termoeléctricas normalmente se encuentran en áreas remotas (unidades pequeñas en el Norte), sirviendo como respaldo estacional (unidades grandes en el Sur y Sudeste). La mayor parte de las 62 compañías en el sector pertenece a los gobiernos federales y estatales. Las 24 empresas eléctricas privadas proporcionan servicios de distribución en mercados pequeños que explica sólo 5% de ventas totales. La producción de la electricidad para el interior alcanza sólo 3% del total, pero recientemente su rendimiento ha aumentado rápidamente.

 
Las distancias largas entre las plantas hidroeléctricas y los mercados mayores requirieron el desarrollo de una red de transmisión compleja que tiene más de 150.000 km de líneas. La red de distribución tiene 1,6 millones de km de líneas. La nueva ley declara que ambos, la red de transmisión y la red de distribución se pueden arrendar a terceros.

 
Para aumentar la producción con vista de satisfacer el mercado, en promedio US$6 mil millones, en inversiones anuales se tendrán que hacer en la próxima década. Estas inversiones aumentarán la producción anualmente en 3.000 MW y permitirá la construcción de los sistemas de la distribución correspondientes. El crecimiento de consumo de la energía eléctrico en Brasil durante 1970-1994 fue de 525%, con tasas promedio de crecimiento anual para los años de 1970 al 1994, como se muestra en la siguiente tabla (TABLA I).

 

 
TABLA I
TASA PROMEDIO DE CRECIMIENTO ANUAL DEL
CONSUMO DE LA ENERGIA ELÉCTRICA EN BRASIL: 19701994
(porcentajes)
Período
N-East
S-East
Norte
Ctr-Wst
Sur
Brasil
1970-1980
16.9
16,4
11.0
14.6
18.9
12.2 
1980-1990
16,6
8.3
4.4
7.2
9.5
5.8 
1990-1994
6,9
2.9
2.0
5.2
6.0
3.0 
 

  El consumo eléctrico en Brasil en 1994 estaba 226 TWh. El consumo medio por consumidor residencial hoy está 1.800 KWh por año, un nivel que debe crecer a 2.000 KWh por año para los próximos seis años. Las proyecciones para el período 1995-1999 son que ese consumo aumente en 4,4% por año, y para el período 2000-2004 en 4,9% anual. Así, para el final del último período, se proyecta un consumo total de 353 TWh anual.

 
Queriendo aumentar el capital de los privado en el sector de la generación eléctrica, el gobierno concederá 31 nuevas concesiones hidroeléctricas, sumando 17.700 MW. Estas concesiones estarán abiertas a cualquier inversionista r nacional o extranjero que sea técnica y económicamente calificado.

 
Actualmente, se forman sociedades entre compañías eléctricas brasileña e inversionistas privados brasileños y extranjeros. Estas sociedades están siendo formadas para concluir tres grandes proyectos hidroeléctricos que totalizan 2.860 MW: la represa Igarapava en el Sudeste, la represa Serra da Mesa en el Centro-Oeste, y una represa en el Sur.

 
Para satisfacer la creciente demanda eléctrica en Brasil, el Ministerio de Minas y Energía se prepara a conducir una serie de procedimientos de licitación con el fin de conceder concesiones. Se basará este programa en un proceso de planeamiento riguroso para determinar el diseño de expansión de la generación eléctrica

 
Las tablas IIA, IIB, IIC e IID muestran las licitaciones durante el período 1995-1998 para concesiones de generación de energía hidroeléctrica.

 
 

TABLA IIA
PROGRAMA DE LICITACION PARA LA CONCESION DE
GENERACION HIDROELÉCTRICA 1995
PLANTAS HIDROELÉCTRICAS
CAPACIDAD 
(MW)
ESTADO
Sao José
19,0
Sao Paulo 
Carrapatos
17,0
Sao Paulo 
Rosal
55,0 
Rio/ Espírito Santos
Sapucaia/ Anta
316,0
Rio/ Minas Gerais 
Cubatao
45,0
Santa Catarina 
Campos Novos
880,0
Santa Catarina 
Bocaina
150,0
Minas Gerais/ Goiás 
Total
1.482,0
 

 

 
TABLA IIB
PROGRAMA DE LICITACION PARA LA CONCESION DE
GENERACION HIDROELÉCTRICA1996
PLANTAS HIDROELÉCTRICA
CAPACIDAD
(MW)
ESTADO
Simplicio
180,0
Rio/ Minas Gerais 
Irapé
420,0
Minas Gerais 
Cana Brava
450,0
Tocantins 
Sítio Grande
19,0
Bahia 
Santa Clara
23,0
Bahia 
Total
1.092,0
 

 

 
TABLA IIC
PROGRAMA DE LICITACION PARA LA CONCESION DE
GENERACION HIDROELÉCTRICA 1997
PLANTAS HIDROELÉCTRICA CAPACIDAD  

(MW)

ESTADO 
Funil-Ribeira
150,0
Sao Paulo 
Serra Quebrada
1.328,0
Tocantins 
Itapebi
375,0
Bahia 
Cachoeira-puerto
714,0
Pará 
Total
2.567,0
 
 
 
TABLA IID
PROGRAMA DE LICITACION PARA LA CONCESION DE
GENERACION HIDROELÉCTRICA 1998
PLANTAS HIDROELÉCTRICA
CAPACIDAD
(MW)
ESTADO
Capim Branco
600,0
Minas Gerais 
Sacos
114,0
Bahia 
Cebolao
194,0
Paraná 
Jataizinho
192,0
Paraná 
Cotingo
68,0
Roraima 
Anhanguera
20,0
Sao Paulo 
Palmeiras
15,0
Sao Paulo 
Retiro
15,0
Sao Paulo 
Monjolinho
4,7
Sao Paulo 
Sao Sebastiao
19,0
Sao Paulo 
Sao Domingos
13,9
Sao Paulo 
Franca Amaral
33,0
Rio de Janeiro 
Total
1.288,6
 
 

Hay, además, un grupo de nueve plantas termoeléctricas de gas natural que representa 2.665,8 MW, que requiere inversiones de aproximadamente R$3.9 mil millones, que deben formar parte de los procedimientos de las concesiones licitadas con respecto a la potencia termoeléctrica (TABLA III).
 

 
TABLA III
PROGRAMA DE LICITACION PARA LA CONCESION
DE PLANTAS TERMOELÉCTRICAS DE GENERACION
PLANTAS TERMOELÉCTRICAS
CAPACIDAD
(MW)
ESTADO
Corumbá-1
57,9
Mato Grosso do Sul 
Campo Grande
100,0
Mato Grosso do Sul 
Mauá 7/ 8
160,0
Amazonas 
Caiari
240,0
Rondônia 
Aparecida 7/ 8
100,0
Amazonas 
Sao Paulo
1.500,0
Sao Paulo 
Repan 1
350,0
Sao Paulo 
Corumbá II
57,9
Mato Grosso do Sul 
Campo Grande II
100,9
Mato Grosso do Sul 
Total
2.665,8
 
 

 

Después de la publicación de la Ley de Concesiones, implementada por la Ley No. 9.074, se obligan a los proyectos que se han comenzado, a tener como un mínimo, inversiones privadas iguales a un tercio de su valor. Entre estos proyectos están14 plantas hidroeléctricas y tres plantas termoeléctricas con un potencial de 6.893 MW. Alrededor de R$10 millones se han gastado ya en ellos, pero es necesario agregarles todavía R$5.5 mil millones para completarlos (TABLA IV).

 
TABLA IV
PRINCIPALES PROYECTOS A SER RETOMADOS INMEDIATAMENTE
CON SOCIEDAD DEL SECTOR PRIVADO
PLANTAS HIDROELÉCTRICA
CAPACIDAD
(MW)
ESTADO
Dona Francisca
125,0
Rio Grande hace Sul 
Candiota III
350,0
Rio Grande hace Sul 
Porto Primavera
1.814,0
Sao Paulo 
Canoas 1
82,5
Sao Paulo 
Canoas II
84,0
Sao Paulo 
Salto Caxias
1.000,0
Paraná 
Miranda
389,0
Minas Gerais 
Pai Joaquim
23,0
Minas Gerais 
Manso
213,0
Mato Grosso 
Costa Rica
20,0
Mato Grosso hace Sul 
Corumbá
1 375,0
Goiás 
Machadinho
1.200,0
R.G. hace Sul/ Santa Catarina 
Jorge Lacerda IV
350,0
Santa Catarina 
Jacuí
350,0
Rio Grande hace Sul 
Santa Branca
50,0
Sao Paulo 
Total
6.425,5
 
 

Oportunidades industriales

 
Los capitales privados tienen muchas oportunidades de participar en el sector eléctrico. Una forma frecuentemente usada por consumidores grandes es construir sus propias plantas generadoras, es decir, auto-generadores. En este caso se consume internamente la energía y lo que sobra se vende.

 
Otra posibilidad, creada por la Ley No. 9.074, es la producción independiente, que es la generación de electricidad para venta a concesionarios y a consumidores grandes.

 
Un grupo de auto-productores, productores independientes y/ o concesionarios pueden también formar un consorcio para generar electricidad. En cualquier de estos casos se le garantizan acceso a la transmisión y a la red de distribución a un precio determinado por criterios prefijados.

 

Anexo

Programa Decenal de Generación

 
El Programa Decenal de Generación es parte integrante del Plano Decenal de Expansión elaborado en el ámbito del GCPS- Grupo Coordinador de Planeamiento de los Sistemas Eléctricos, y se constituye en el documento oficial del sector eléctrico que señaliza la expansión del parque generador brasileño.

 

Los Grupos de Trabajo para el Análisis de los Programas Decenales de Generación del Sistema Interconectado Sur/Sureste/Centro-Oeste - GTPG-S/SE/CO y del Sistema Interconectado Norte Nordeste - GTPG-N/EN están directamente ligados al Comité Técnico para Estudios Energéticos -CTEE y tienen como función básica realizar los estudios necesarios para la elaboración del Programa Decenal de Generación. Estos estudios obedecen las directrices y métodos señalados por el CTEE, condicionados a su vez, a las determinaciones del Comité Director del GCPS.

 
El Plano Decenal es presentado anualmente al Ministerio de Minas y Energía que, por medio de la secretaría ministerial, publica las fechas de entrada en operación de cada proyecto. Además de establecer las metas físicas, el Plano Decenal establece el programa consolidado de inversiones del Sistema ELETROBRÁS, para atender a la organización del gasto público.

 
Dentro del actual sistema de planeamiento sectorial, el Programa Decenal de Generación 1997/2006 prevé, para una expansión de la oferta de energía con la participación de la iniciativa privada, la utilización del potencial hidroeléctrico y la inserción de nuevas centrales térmicas, que utilicen gas natural, carbón mineral y derivados del petróleo. En líneas generales, mantiene un orden creciente del índice costo - beneficio, de manera a atender al crecimiento del mercado, dentro de patrones técnicos de calidad y confiabilidad.

 
El Programa Decenal de Generación es la base para cumplir la Ley 8.631, de 04.03.93, en lo que se refiere a los contratos de entrega de energía entre empresas, conforme regula el Decreto 774, de 18.03.93. Además, permite también el cálculo del Costo Marginal de Generación, utilizado en análisis económicos de nuevos proyectos de generación y también como señalizador económico para la estructura tarifaria.

 

 

PROGRAMA DECENAL DE GENERACIÓN 
AÑO MES  CENTRAL
POTENCIA (MW) 
EMPRESA/ESTADO 
1997
Abr  CORUMBÁ I 
375
FURNAS 
Jul  CORUMBÁ I 
75
ELN/ELS/FURNAS 
Jul  MUNIZ FREIRE 
25
SAMARCO 
Set  BRAÇO NORTE II 
9,6
ELETRAN
Set  GUILMAN/AMORIM 
140
BELGO/SAMARCO 
Nov  SÁ CARVALHO 
30
ACESITA 
Nov  XINGO-6 
3000
CHESF 
Dez  MIRANDA 
390
CEMIG 
1998
Jan  PCH PRIMAVERA-3 a 7 
8,6
CEMAT 
Mar  CUIABÁ I - 1 (OD/GN) 
110
ELN/ELS/FURNAS 
Mar  TRÊS IRMÃOS-4 E 5 
810
CESP 
Abr  SERRA DA MESA 
1275
FURNAS/CEN 
Mai  COSTA RICA 
16
ENERSUL 
Jul  PORTO PRIMAVERA 
1814,4
CESP 
Set  URUGUAIANA I - 1 (TG) 
456
RS
Nov  SOBRAGI - APE 
60
CPM 
Dez  CANOAS I 
82,5
CESP/CBA 
Dez  IGARAPAVA
210
EMIG/CONS 
1999
Jan  PALMEIRAS
7
CELESC 
Jan  CANOAS II 
72
CESP/CBA 
Mar  SANTA BRANCA 
50
LIGHT 
Jun  ANGRA II 
1309
FURNAS 
Jun  SALTO CAXIAS 
1240
COPEL 
Jul  CORUMBÁ I-2 (GN) 
75
ELN/ELS/FURNAS 
Jul  CUIABÁ I - 2 (GN) 
340
ELN/ELS/FURNAS 
Jul  BARUITO 
9
GLOBAL 
Jul  CAMPOS 
300
RJ 
Jul  GÁS BOL I 
450
RJ/SP 
Jul  GÁS BOL II 
450
RJ/SP 
Jul  C.GRANDE I 
300
MS 
Jul  PASSO DO MEIO 
30
RS 
Jul  MONTE CLARO 
130
RS 
Jul  SEIVAL I - 1 
200
COPELMI 
Out  PONTE DE PEDRA 2 
24
ELMA 
Nov  TOMBOS 
15
CERJ 
Nov  GLICÉRIO 
10
CERJ 
Dez  PAI JOAQUIM
23
CEMIG 
Dez  GUAPORÉ - APE 
20
SANTA ELINA 
2000
Jan  CUBATÃO - SUL 
45
CELESC/INEPA 
Fev  JUBA III 
19,4
MT 
Fev  JUBINHA III 
4
MT 
Fev  JUBINHA I 
11
MT 
Fev  JUBINHA II 
16
MT 
Fev  JUBA IV 
7,4
MT 
Fev  SALTO DAS NUVENS 
20
CIM. P. ITAU 
Mar  SALTO. 
8,1
CELESC 
Mai  CACH. EMBOQUE 
18
CFLCL 
Mai  FUNIL-GRANDE 
180
CEMIG/CONS. 
Mai  CARRAPATOS 
17
SP 
Mai  SÃO JOSÉ 
19
SP 
Jun  ITÁ 
1450
ESUL/AAI 
Jul  SEIVAL I - 2 
200
COPELMI 
Jul  GATOS I 
33
BA 
Set  REMEDIOS 
0,9
BA 
Set  ROSAL 
55
ES/RJ 
Nov  PILAR - APE 
150
FIAL/ALCAN 
Nov  PORTO ESTRELA 
112
MG 
Dez  JACUÍ 
350
ELETROSUL 
Dez  D.FRANCISCA 
125
CEEE 
Dez  LAJES 
60
LIGHT 
Dez  MANSO 
210
ELETRONORTE 
Dez  CURUA-UNA 
30
CELPA 
2001
Jan  CAMPINHO 
45
ES 
Mar  PORTOBELLO - APE 
15
REF.CATARIN. 
Jun  PANCADA GRANDE 
3
BA 
Jun  PICADA 
100
MG 
Jul  MONTE SERRAT 
25
MG 
Jul  BONFANTE 
19,6
GMG 
Set  CANA BRAVA 
450
GO 
Dez  PIRAJU 
70
SP 
Dez  SITIO GRANDE 
19
BA 
Dez  L. COUTINHO 
2,9
BA 
Dez  SANTA CLARA 
23
BA 
Dez  NE-I - PIE 
400
NE 
2002
Mar  FRANCA AMARAL 
33
RJ 
Mai  QUEIMADO 
111
MG 
Jun  BARRA DO BRAÚNA 
48
MG 
Ago  BOM RETIRO 
25
RS 
Set  SÃO SEBASTIÃO 
18,9
SP 
Set  RETIRO 
15
SP 
Set  MONJOLINHO - SP 
21,6
SP 
Set  ANHANGUERA 
20,1
SP 
Set  PALMEIRAS 
15
SP 
Set  S.DOMINGOS - SP 
13,9
SP 
Out  SALTO PILÃO 
142
SC 
Out  TUCURUI II 
4125
ELETRONORTE 
Nov  PONTE DE PEDRA 
170
MS/MT 
Dez  CANDIOTA III-1 
350
RS 
2003
Jan  SACOS 
114
BA 
Mar  IRAPÉ 
420
MG 
Abr  OURINHOS 
44
SP 
Abr  BAÚ 
74
MG 
Jul  BOCAINA 
150
MG 
Jul  GÁS BOL III 
450
RJ/SP 
Jul  GÁS BOLIV 
450
RJ/SP 
Set  MACHADINHO 
1040
ELSUL/GEA 
Out  CAMPOS NOVOS 
880
SC 
Nov  AIMORÉS 
396
CEMIG 
Dez  CARVÃO PIE - 1 
350
RS 
Dez  NE-II - PIE 
200
AL/CE/PE/RN 
2004
Abr  CEBOLÃO 
156
PR 
Abr  CAPIVARI 
25
SC 
Abr  GARABI - 50% 
900
BR/ARG 
Abr  FUNIL-RIBEIRA 
150
SP 
Jun  CAPIM BRANCO I 
306
MG 
Ago  ITAPEBI 
375
BA 
Nov  SAPUCAIA 
300
RJ/MG 
Nov  SIMPLÍCIO 
180
RJ/MG 
Nov  ANTA 
16
RJ/MG 
Dez  ITIQUIRA I - APE 
62
TRIUNFO 
Dez  LAJEADO 
800
TO 
Dez  CARVÃO PIE - 2 
350
RS 
Dez  NE-III - PIE 
200
AL/CE/PE/RN 
2005
Jan  TIJUCO ALTO - APE 
144
CBA 
Fev  ITIQUIRA II - APE 
94
TRIUNFO 
Jun  CAPIM BRANCO II 
210
MG 
Dez  ANGRA III 
1309
FURNAS 
Dez  JATAIZINHO 
156
PR 
2006
Abr  SERRA QUEBRADA 
1328
TO G
 
 
Referencias
        A ellas nuestro agradecimiento.