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Este artículo pretende aclarar algunos puntos respecto al precio de la electricidad en Brasil, precio que puede considerarse indicativo para el mercado regional del Mercosur debido al tamaño predominante de la economía brasileña y la interconexión de los sistemas eléctricos.
El Brasil depende de la generación hidroeléctrica en 80% de su capacidad, y cuenta con la mayor capacidad de embalses del mundo así como la red de transmisión más larga debido a las grandes distancias entre centrales y centros de consumo. Desde su privatización en el año 2000, y su posterior re-regulación en 2004, operan en Brasil empresas públicas y privadas que compiten en la generación, transmisión y distribución de electricidad. La empresa federal Eletrobrás y otras tres estatales controlan la mitad de la generación, en tanto que dos tercios de las empresas distribuidoras son privadas. La red y el despacho son manejada por el Operador Nacional del Sistema (ONS), una sociedad público-privada de generadores, transmisores, distribuidores y gobierno.
I. Modelo de Comprador Unico
En el gobierno de Lula Da Silva en 2004 se aplicó un nuevo modelo conocido como el Pool o de comprador único. En el Pool (pileta) se igualan la oferta de energía con la demanda del mercado a través de contratos de largo plazo (5, 8, 15 y 30 años) que reemplazan a los contratos iniciales firmados en los años 1990. En este Pool o Ambiente de contratación regulado (ACR), el Gobierno actúa como rematador o licitador, comprando en licitación (leilao) la energía de los generadores para volver a venderla a los distribuidores a un precio promedio. Las distribuidoras que compran del Pool atienden a consumidores cautivos (residencias, pequeños comercios e industrias), cuyas tarifas están fijadas por el ente regulador. Los precios del ACR son ajustados periódicamente por el índice de precios mayoristas IPCA.
Las distribuidoras deben estimar la demanda de sus mercados para los próximos 3 a 5 años y contratar el 100% de la misma en las licitaciones realizadas por el Gobierno. Errores en la estimación conllevan el pago de multas. La encargada de la planificación energética EPE recibe las demandas estimadas de las distribuidoras y determina los proyectos y bloques de energía necesarios para satisfacerlas. La contratación de largo plazo reduce la incertidumbre de precios. El precio final es un promedio de todos los contratos de largo plazo y se aplica a todas las distribuidoras. En el Pool, los generadores están separados de las distribuidoras y no está permitido el self-dealing, en el que las distribuidoras compran de sus propias empresas generadoras.
II. Ambiente de Contratación Libre, ACL
En el SEE también existe un Ambiente de Contratación Libre (ACL), en el que se negocian contratos bilaterales de largo plazo entre generadores y grandes consumidores (más de 3 MW). Estos últimos tienen permitido comprar directamente de los generadores en libre negociación, o generar su propia electricidad y luego vender sus excedentes. El ACL cubre el 19,7% de la energía comercializada en el país (45.000 MW medios) y facilita lograr el balance entre oferta y demanda. El ACL protege contra la volatilidad del mercado, si los distribuidores tienen falta de energía pueden comprar del ACL, y si tienen sobrantes, pueden venderlo al mismo, aunque solo pueden trasladar a los consumidores las diferencias de costo en hasta un 5%.
III. Mercado Spot
En el modelo de comprador único los precios de energía eléctrica están fijados por contratos de largo plazo. La variación de precios se restringe a un volumen mínimo de electricidad que se intercambia en un mercado de corto plazo, conocido como mercado spot. En este se liquidan los faltantes y sobrantes diarios y semanales entre compradores y vendedores. Los precios spot reflejan los cambios en el nivel de los reservorios, escasez de combustible, fallas en equipos y otros. Los precios spot son válidos por un corto periodo de 6 días para cada una de las 4 regiones del país (Sudeste/Centro Oeste, Sur, Nordeste y Norte). Estos precios se descartan en los estudios de rentabilidad de los proyectos de generación por su mínima trascendencia en el cálculo de IRR, VPN y B/C, o en la sensibilidad de costos.
IV. Energía nueva y energía vieja
Para asegurar el retorno adecuado de inversiones futuras en generación y atraer nuevas inversiones privadas, se separó la energía en nueva y vieja. La energía vieja es aquella que generan las viejas centrales (construidas antes del 2000). Las centrales más recientes generan energía nueva. La energía generada por las distintas centrales es adquirida por el Gobierno para el Pool y luego vendida a los distribuidores a un precio promedio de las distintas fuentes. En las licitaciones realizadas los precios de energía vieja variaron de 58 R$/MWh a 83 R$/MWh, y para energía nueva de 107 R$/MW a 140 R$/MWh.
V. Licitaciones de energía eléctrica
El funcionamiento del modelo de comprador único requiere del Gobierno organizar licitaciones o Leilaos periódicos, similares a operaciones bursátiles, para comprar de los generadores lotes de energía con entrega a 3 y 5 años de la firma del contrato. Los generadores compiten por ofrecer el menor precio para el suministro de electricidad. En las licitaciones de energía nueva el Gobierno busca acelerar las licencias previas (LP) ambientales para asegurar el cumplimiento de plazos de construcción y reducir los riesgos de abastecimiento a partir de 2009. Se precisan alrededor de 40 meses para la construcción de una hidroeléctrica. Para 2007 los riesgos son de 9,2% para Nordeste y 6,2% para Norte.
Las licitaciones más importantes han sido:
1. Licitación de energía nueva (A3) realizada en diciembre 2005. El Gobierno compró energía nueva A-3 (a ser entregada en 3 años) en contratos de largo plazo. Los precios techo establecidos por el EPE fueron de 116 R$/MWh (54,5 US$/MWh) para centrales hidroeléctricas y 139 R$/MWh (65,3 US$/MWh) para centrales térmicas, que corresponden al costo marginal de expansión del sistema.
A modo de ejemplo, la generadora Suez vendió 493 MW por unos 6.000 millones de euros, por un plazo de 30 años, a partir de 2009. El precio promedio de sus contratos fue de 56 US$/MWh.
2. Licitación de energía nueva (A3) realizada el 29 de junio de 2006, por la Internet. Los precios techo del EPE fueron de 125 R$/MWh (58,7 US$/MWh) para centrales hidroeléctricas y 140 R$/MWh (65,7 US$/MWh) para centrales térmicas. Los contratos fueron con entrega de energía a partir de 1 de enero de 2009. Participaron 85 empresas generadoras (vendedores) y 30 empresas distribuidoras (comparadores). El precio techo anterior (116 R$/MWh) no fue bien recibido por los inversionistas. En adelante los precios techo se fijarán separadamente para cada proyecto.
3. Licitación de energía nueva (A5) realizada el 10 de octubre de 2006, por Internet. Se negociaron 220.000 GWh, con entrega prevista a partir del 2011. Se comercializaron US$ 13.004 millones, a un precio medio de 120,86 R$/MWh (56,7 US$/MWh) para centrales hidroeléctricas con contratos de 30 años, y, de 137,44 R$/MWh (64,5 US$/MWh) para térmicas a gas con contratos de 15 años. Se licitaron 17 hidroeléctricas y 21 térmicas. 52% de la demanda fue cubierta con energía hídrica y 48% con térmicas. De la demanda de 1.243 MW medios estimada por las distribuidoras, se contrató en la licitación 1.104 MW medios (99,96% de la demanda), con 5 años de antelación.
4. Licitación de energía nueva para grandes consumidores realizada el 11 de diciembre de 2006, por Internet, se negociaron lotes de 1 MW medio de energía para periodos de 3 y 5 años a partir de 2009. No se pudo suplir la demanda de 800 MW de 24 consumidores libres, debido a los altos precios reclamados por los generadores. El precio medio fue de 105,47 R$/MWh.
VI. Precios de referencia para Mercado regional
Los precios mayoristas de electricidad utilizados en Brasil para el cálculo de rentabilidad de los proyectos de generación (IRR, VPN, B/C), son los precios de los contratos de largo plazo firmados en los leiloes periódicos (licitaciones o remates) que realiza el gobierno. Los resultados de las tres más importantes realizadas en el periodo 20052006 se detallan más arriba. Una tabla con el resumen de estos resultados es la siguiente:
El precio de electricidad promedio de los contratos para fuentes hídricas es de 120,62 R$/MWh (56,63 US$/MWh, al cambio comercial de la fecha). Excepto por los ajustes periódicos del IPCA este precio será válido para los próximos 20 años o más. Para las centrales térmicas el precio promedio es de 138,91 R$/MWh (65,22 US$/MWh).
El precio de electricidad de 56,63 US$/MWh vigente en Brasil para fuentes hídricas es también aplicable al mercado regional (Brasil, Argentina, Uruguay, Paraguay), para estudios de rentabilidad y exportación de energía debido a que el Brasil representa el 70,26% de la potencia instalada en la región. Argentina (28,84%), Uruguay (1,63%) y Paraguay (6,28%).
Precio de energía paraguaya de Itaipú
En la región de São Paulo (Sudeste/Centro Oeste) el precio de mercado de la energía paraguaya estaría en el orden de 56,63 US$/MWh, de incluirse en una licitación de energía nueva A3, con un contrato de 30 años de duración.
El excedente anual exportable de energía paraguaya en Itaipú está en el orden de 35 millones de MWh, que al precio de 56,63 US$/MWh significará un ingreso anual de US$ 1.982 millones. A este monto se le reducirán los costos de explotación establecidos en el Tratado.
Por lo mencionado con respecto a los precios del mercado regional del Mercosur, el precio de 56,63 US$/MWh puede aplicarse como referencia a estudios sobre el precio de venta de la energía paraguaya a la Argentina en Yacyretá o al Uruguay.
(*) Especialista del sector eléctrico. Graduado en la University of Pennsylvania.
El Brasil depende de la generación hidroeléctrica en 80% de su capacidad, y cuenta con la mayor capacidad de embalses del mundo así como la red de transmisión más larga debido a las grandes distancias entre centrales y centros de consumo. Desde su privatización en el año 2000, y su posterior re-regulación en 2004, operan en Brasil empresas públicas y privadas que compiten en la generación, transmisión y distribución de electricidad. La empresa federal Eletrobrás y otras tres estatales controlan la mitad de la generación, en tanto que dos tercios de las empresas distribuidoras son privadas. La red y el despacho son manejada por el Operador Nacional del Sistema (ONS), una sociedad público-privada de generadores, transmisores, distribuidores y gobierno.
I. Modelo de Comprador Unico
En el gobierno de Lula Da Silva en 2004 se aplicó un nuevo modelo conocido como el Pool o de comprador único. En el Pool (pileta) se igualan la oferta de energía con la demanda del mercado a través de contratos de largo plazo (5, 8, 15 y 30 años) que reemplazan a los contratos iniciales firmados en los años 1990. En este Pool o Ambiente de contratación regulado (ACR), el Gobierno actúa como rematador o licitador, comprando en licitación (leilao) la energía de los generadores para volver a venderla a los distribuidores a un precio promedio. Las distribuidoras que compran del Pool atienden a consumidores cautivos (residencias, pequeños comercios e industrias), cuyas tarifas están fijadas por el ente regulador. Los precios del ACR son ajustados periódicamente por el índice de precios mayoristas IPCA.
Las distribuidoras deben estimar la demanda de sus mercados para los próximos 3 a 5 años y contratar el 100% de la misma en las licitaciones realizadas por el Gobierno. Errores en la estimación conllevan el pago de multas. La encargada de la planificación energética EPE recibe las demandas estimadas de las distribuidoras y determina los proyectos y bloques de energía necesarios para satisfacerlas. La contratación de largo plazo reduce la incertidumbre de precios. El precio final es un promedio de todos los contratos de largo plazo y se aplica a todas las distribuidoras. En el Pool, los generadores están separados de las distribuidoras y no está permitido el self-dealing, en el que las distribuidoras compran de sus propias empresas generadoras.
II. Ambiente de Contratación Libre, ACL
En el SEE también existe un Ambiente de Contratación Libre (ACL), en el que se negocian contratos bilaterales de largo plazo entre generadores y grandes consumidores (más de 3 MW). Estos últimos tienen permitido comprar directamente de los generadores en libre negociación, o generar su propia electricidad y luego vender sus excedentes. El ACL cubre el 19,7% de la energía comercializada en el país (45.000 MW medios) y facilita lograr el balance entre oferta y demanda. El ACL protege contra la volatilidad del mercado, si los distribuidores tienen falta de energía pueden comprar del ACL, y si tienen sobrantes, pueden venderlo al mismo, aunque solo pueden trasladar a los consumidores las diferencias de costo en hasta un 5%.
III. Mercado Spot
En el modelo de comprador único los precios de energía eléctrica están fijados por contratos de largo plazo. La variación de precios se restringe a un volumen mínimo de electricidad que se intercambia en un mercado de corto plazo, conocido como mercado spot. En este se liquidan los faltantes y sobrantes diarios y semanales entre compradores y vendedores. Los precios spot reflejan los cambios en el nivel de los reservorios, escasez de combustible, fallas en equipos y otros. Los precios spot son válidos por un corto periodo de 6 días para cada una de las 4 regiones del país (Sudeste/Centro Oeste, Sur, Nordeste y Norte). Estos precios se descartan en los estudios de rentabilidad de los proyectos de generación por su mínima trascendencia en el cálculo de IRR, VPN y B/C, o en la sensibilidad de costos.
IV. Energía nueva y energía vieja
Para asegurar el retorno adecuado de inversiones futuras en generación y atraer nuevas inversiones privadas, se separó la energía en nueva y vieja. La energía vieja es aquella que generan las viejas centrales (construidas antes del 2000). Las centrales más recientes generan energía nueva. La energía generada por las distintas centrales es adquirida por el Gobierno para el Pool y luego vendida a los distribuidores a un precio promedio de las distintas fuentes. En las licitaciones realizadas los precios de energía vieja variaron de 58 R$/MWh a 83 R$/MWh, y para energía nueva de 107 R$/MW a 140 R$/MWh.
V. Licitaciones de energía eléctrica
El funcionamiento del modelo de comprador único requiere del Gobierno organizar licitaciones o Leilaos periódicos, similares a operaciones bursátiles, para comprar de los generadores lotes de energía con entrega a 3 y 5 años de la firma del contrato. Los generadores compiten por ofrecer el menor precio para el suministro de electricidad. En las licitaciones de energía nueva el Gobierno busca acelerar las licencias previas (LP) ambientales para asegurar el cumplimiento de plazos de construcción y reducir los riesgos de abastecimiento a partir de 2009. Se precisan alrededor de 40 meses para la construcción de una hidroeléctrica. Para 2007 los riesgos son de 9,2% para Nordeste y 6,2% para Norte.
Las licitaciones más importantes han sido:
1. Licitación de energía nueva (A3) realizada en diciembre 2005. El Gobierno compró energía nueva A-3 (a ser entregada en 3 años) en contratos de largo plazo. Los precios techo establecidos por el EPE fueron de 116 R$/MWh (54,5 US$/MWh) para centrales hidroeléctricas y 139 R$/MWh (65,3 US$/MWh) para centrales térmicas, que corresponden al costo marginal de expansión del sistema.
A modo de ejemplo, la generadora Suez vendió 493 MW por unos 6.000 millones de euros, por un plazo de 30 años, a partir de 2009. El precio promedio de sus contratos fue de 56 US$/MWh.
2. Licitación de energía nueva (A3) realizada el 29 de junio de 2006, por la Internet. Los precios techo del EPE fueron de 125 R$/MWh (58,7 US$/MWh) para centrales hidroeléctricas y 140 R$/MWh (65,7 US$/MWh) para centrales térmicas. Los contratos fueron con entrega de energía a partir de 1 de enero de 2009. Participaron 85 empresas generadoras (vendedores) y 30 empresas distribuidoras (comparadores). El precio techo anterior (116 R$/MWh) no fue bien recibido por los inversionistas. En adelante los precios techo se fijarán separadamente para cada proyecto.
3. Licitación de energía nueva (A5) realizada el 10 de octubre de 2006, por Internet. Se negociaron 220.000 GWh, con entrega prevista a partir del 2011. Se comercializaron US$ 13.004 millones, a un precio medio de 120,86 R$/MWh (56,7 US$/MWh) para centrales hidroeléctricas con contratos de 30 años, y, de 137,44 R$/MWh (64,5 US$/MWh) para térmicas a gas con contratos de 15 años. Se licitaron 17 hidroeléctricas y 21 térmicas. 52% de la demanda fue cubierta con energía hídrica y 48% con térmicas. De la demanda de 1.243 MW medios estimada por las distribuidoras, se contrató en la licitación 1.104 MW medios (99,96% de la demanda), con 5 años de antelación.
4. Licitación de energía nueva para grandes consumidores realizada el 11 de diciembre de 2006, por Internet, se negociaron lotes de 1 MW medio de energía para periodos de 3 y 5 años a partir de 2009. No se pudo suplir la demanda de 800 MW de 24 consumidores libres, debido a los altos precios reclamados por los generadores. El precio medio fue de 105,47 R$/MWh.
VI. Precios de referencia para Mercado regional
Los precios mayoristas de electricidad utilizados en Brasil para el cálculo de rentabilidad de los proyectos de generación (IRR, VPN, B/C), son los precios de los contratos de largo plazo firmados en los leiloes periódicos (licitaciones o remates) que realiza el gobierno. Los resultados de las tres más importantes realizadas en el periodo 20052006 se detallan más arriba. Una tabla con el resumen de estos resultados es la siguiente:
El precio de electricidad promedio de los contratos para fuentes hídricas es de 120,62 R$/MWh (56,63 US$/MWh, al cambio comercial de la fecha). Excepto por los ajustes periódicos del IPCA este precio será válido para los próximos 20 años o más. Para las centrales térmicas el precio promedio es de 138,91 R$/MWh (65,22 US$/MWh).
El precio de electricidad de 56,63 US$/MWh vigente en Brasil para fuentes hídricas es también aplicable al mercado regional (Brasil, Argentina, Uruguay, Paraguay), para estudios de rentabilidad y exportación de energía debido a que el Brasil representa el 70,26% de la potencia instalada en la región. Argentina (28,84%), Uruguay (1,63%) y Paraguay (6,28%).
Precio de energía paraguaya de Itaipú
En la región de São Paulo (Sudeste/Centro Oeste) el precio de mercado de la energía paraguaya estaría en el orden de 56,63 US$/MWh, de incluirse en una licitación de energía nueva A3, con un contrato de 30 años de duración.
El excedente anual exportable de energía paraguaya en Itaipú está en el orden de 35 millones de MWh, que al precio de 56,63 US$/MWh significará un ingreso anual de US$ 1.982 millones. A este monto se le reducirán los costos de explotación establecidos en el Tratado.
Por lo mencionado con respecto a los precios del mercado regional del Mercosur, el precio de 56,63 US$/MWh puede aplicarse como referencia a estudios sobre el precio de venta de la energía paraguaya a la Argentina en Yacyretá o al Uruguay.
(*) Especialista del sector eléctrico. Graduado en la University of Pennsylvania.