Desde 1934, el Código de Aguas garantizaba al gobierno brasileño el control sobre las concesionarias de energía eléctrica. La creación de empresas estatales de electricidad comenzó en 1945, pero fue en la década de 1960 cuando el gobierno implantó una estructura más completa de control sobre el sector. El Ministerio de Minas y Energía se creó en 1960 como parte del proyecto de desarrollo (Plan de Metas) del entonces presidente Juscelino Kubitschek y al año siguiente se fundó Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás), para controlar otras empresas como Chesf (Companhia Hidro Elétrica do São Francisco), Escelsa (Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.) y Furnas (Furnas Centrais Elétricas S.A.). Las centrales Eletrosul (Eletrosul Centrais Elétricas S.A.) y Eletronorte (Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.) fueron, más tarde, incluidas dentro de la estructura de Eletrobrás. La empresa Light, nacionalizada en 1979, también quedó bajo el control de Eletrobrás, pero no así Itaipú Binacional, creada aparte.
La postura en relación con el sector eléctrico cambió a partir de 1990, con el Programa Nacional de Desestatización (PND), iniciado en el gobierno de Fernando Collor de Mello. La privatización efectiva se inició con la aprobación de la Ley de Concesiones (1995), seguida de un decreto que definió el papel del productor independiente y del autoproductor de energía eléctrica. Pero la reglamentación del sector avanzó más lentamente que el traspaso de propiedad, y las concesionarias de energía eléctrica comenzaron a privatizarse antes de que se definiera un modelo para el funcionamiento del mercado.
Privatización del sector eléctrico y Aneel
En 1995, el gobierno de Fernando Henrique Cardoso incluyó a las empresas controladas por Eletrobrás en el PND, con la intención de privatizar completamente los sectores de generación y distribución. Ese mismo año se realizó la licitación para la privatización de Escelsa.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) fue creada en 1997, en reemplazo del Departamento Nacional de Aguas y Energía Eléctrica (DNAEE), hasta ese momento órgano regulador del sector. Además de Aneel, el nuevo modelo del sector eléctrico brasileño exigió la creación de otros organismos: el Operador Nacional del Sistema (ONS), responsable de la operación del sistema eléctrico en el país a partir de 1998; el Mercado Mayorista de Energía (MAE, Mercado Atacadista de Energia, encargado de la comercialización de la energía en un régimen crecientemente competitivo, a partir de 2000; y el Comité Coordinador del Planeamiento de la Expansión de los Sistemas Eléctricos (CCPE). Sin embargo, la privatización del sector eléctrico no se desarrolló conforme a lo planeado. La privatización de la generación de energía, en su mayor parte en manos de Eletrobrás, enfrentó una resistencia mucho mayor que las concesionarias provinciales de distribución. La buena situación financiera de empresas como Furnas dificultó al gobierno la utilización del argumento del saneamiento de las cuentas públicas. También se plantearon cuestiones acerca de la propiedad estratégica de los depósitos de esas empresas hidroeléctricas (y la utilización de los ríos).
En la esfera estatal, las compañías energéticas privatizadas más importantes fueron Cesp-Tietê (AES Tietê) y Cesp-Paranapanema (Duke Paranapanema) del Estado de São Paulo. Pero entre las subsidiarias de generación de Eletrobrás, después de Escelsa, sólo se privatizó la parte de generación de energía de Eletrosul (llamada Gerasul y vendida a la belga Tractebel).
No obstante, la expectativa de privatización terminó generando una desarticulación de la planificación estatal a la vez que la definición detallada del modelo de funcionamiento del mercado morigeró el interés del sector privado, y la devaluación del real, al comienzo de 1999, llevó a las transnacionales –que presionaban por la dolarización de las tarifas– a suspender las inversiones planeadas en centrales termoeléctricas de gas (salvo las que estaban relacionadas con Petrobras).
La falta de inversiones, el descuido en la administración de las reservas de las centrales hidroeléctricas estatales y un período de sequías redujeron el nivel de las represas a un nivel peligrosamente bajo, lo cual generó una crisis de abastecimiento de electricidad que perjudicó el funcionamiento de la economía en 2001, aumentó el costo de la electricidad para los usuarios (a pesar del racionamiento forzado, llamado “apagón”) y elevó el tono de las críticas a la privatización.
Razones del fracaso de la privatización
Durante mucho tiempo, el planeamiento del sector eléctrico fue responsabilidad del Estado en todo el mundo. La compañía podía ser privada –como generalmente sucedía en los Estados Unidos– pero debía cumplir con determinadas pautas de atención y precios controlados, de manera que la ganancia fuese proporcional a los equipos instalados, lo que estimulaba la inversión. La tasa de retorno de las inversiones en energía no era espectacular, pero estaba asegurada.
En muchos países, eso no fue suficiente. Riesgos de inestabilidad política, inflación, fluctuación del cambio y vulnerabilidad externa anularon, desde el punto de vista privado, la seguridad proporcionada por el consumo cautivo. El inversor privado lucraba, pero se resistía a hacer las inversiones necesarias para el desarrollo nacional, principalmente en regiones atrasadas, con perspectiva de bajas utilidades.
En Brasil, como en muchos países europeos y latinoamericanos, eso llevó, a lo largo del siglo XX, a la estatización de todo o de la mayor parte del sector. Hasta en los Estados Unidos consideran excesivas, para el sector privado, las responsabilidades vinculadas a la gestión de las grandes empresas hidroeléctricas, y las mantienen bajo control federal. Fue recién en los años 90 cuando el gobierno británico hizo la experiencia de privatizar enteramente no sólo la gestión sino también el planeamiento del sector eléctrico, y sustituyó la reglamentación estatal de precios e inversión por un mercado competitivo. Tuvo un relativo éxito, dada la capacidad ociosa heredada de la administración estatal, el ritmo moderado del crecimiento de la demanda y la homogeneidad del mercado consumidor.
En Brasil, prácticamente el 100% de la energía llegó a ser generada por centrales hidroeléctricas, las cuales aún hoy proveen algo menos del 90% de la electricidad. Es una condición privilegiada y fuera de lo común: la gran mayoría de los países del mundo depende de centrales termoeléctricas (que funcionan con petróleo, carbón, gas, o nucleares) y de fuentes de energía no renovables para generar la mayor parte de la electricidad que consumen. En América Latina, sólo Venezuela y Paraguay tienen un cuadro equiparable. Comparadas con otras fuentes de energía, las centrales hidroeléctricas son excelentes para el ambiente y también para la economía, dado que su costo de generación de energía es, en general, mucho más bajo que el de las termoeléctricas –principalmente en un país con grandes ríos alimentados por lluvias tropicales regulares– y no depende de las fluctuaciones del precio internacional del petróleo. Eso proporciona a Brasil y a Venezuela una importante ventaja comparativa en la producción industrial, principalmente en relación con productos intensivos en energía, tales como el aluminio y la celulosa.
Los responsables por el intento –a finales de los años 90– de imitar el modelo británico en Brasil no consideraron el hecho de que no se puede esperar que el mercado promueva un equilibrio razonable entre oferta y demanda cuando la eficiencia está más vinculada al clima y a la geografía que a la tecnología. El mercado aún no está plenamente desarrollado y parte de él necesita de subsidios, el producto no es almacenable ni puede importarse y la operación implica responsabilidades colaterales y generalmente poco lucrativas: control de inundaciones, irrigación, navegación, preservación de especies acuáticas, calidad del agua, pesca y turismo, por ejemplo.
En un mercado en el que predomina la energía termoeléctrica, todas las generadoras operan con tecnología semejante y tienen costos comparables. La competencia parece tener sentido, aunque en la práctica ocurran grandes distorsiones, como se vio en la crisis de energía de California, en 2001: las bajas tarifas estimularon el consumo y desalentaron la inversión en mantenimiento y expansión del sistema, y esto llevó a una brusca escasez fácilmente manipulada por intermediarios y especuladores.
Cuando la energía hidroeléctrica es parte vital del sistema, el mercado es más inadecuado aún. No entran nuevos competidores hidroeléctricos allí donde los mejores recursos hidrográficos ya fueron aprovechados. Sin el riesgo de una competencia más eficiente, la gestión privada prefiere esperar el momento de escasez para poder incrementar las tarifas, en vez de aumentar la oferta, bajar el precio de la energía y ser la que impulse al resto
de la economía.
En esas condiciones, las empresas privadas muestran gran interés en la obtención de utilidades seguras provenientes de la capacidad hidroeléctrica ya instalada, pero poco por ampliarla, y aún menos por invertir en centrales termoeléctricas. Deberían disputar el mercado con colosos hidroeléctricos, capaces de proveer energía por menos de la mitad de su costo, a no ser que las tarifas de la energía fuesen niveladas hacia arriba, perjudicando al consumidor y a la competitividad de los productos brasileños.
Situación en 2005
El mercado brasileño también demanda energía termoeléctrica: la mayor parte del potencial hidroeléctrico ya fue explorado, salvo en la Amazonia, donde construir nuevas grandes centrales es poco eficiente (ya que los centros consumidores están distantes), representa un complicado problema ambiental y alentaría una ocupación desordenada de la región. Sería desastroso para las industrias y el consumo del país, sin embargo, cobrar por toda la energía un precio suficientemente alto como para incentivar la inversión transnacional en centrales termoeléctricas.
La experiencia de la crisis de abastecimiento dejó clara la inviabilidad de un mercado totalmente competitivo de electricidad en Brasil. Se intentó pasar a un modelo basado en dos ambientes de contratación: el regulado, remunerado a través de ingresos garantizados y establecidos por contratos conjuntos licitados por el grupo de las distribuidoras, y el libremente negociado, restringido a algunos grandes consumidores y comercializadores. En este cuadro, es probable que Eletrobrás siga siendo estatal y la responsable por una parte significativa de la generación eléctrica durante mucho tiempo. En 2004, generó 28.680 gigawatts, que representaron el 32,4% de la capacidad instalada en el país, e invirtió más de R$ 4.000 millones en generación y transmisión de energía.