El 1º Foro de Análisis Sectorial, realizado en São Paulo este martes (2) por la CCEE, reunió a representantes de asociaciones, empresas y expertos para discutir el rumbo de la reforma del sector eléctrico brasileño.
El debate se centró en las medidas provisionales 1.300, 1.304 y 1.307, que abordan temas como la apertura del mercado, los subsidios, la autoproducción y las cargas sectoriales. El consenso entre los participantes fue que existen avances importantes, pero también brechas y riesgos que deben abordarse para garantizar un modelo sostenible.
Los panelistas enfatizaron que una reforma integral del sector eléctrico no será viable en el contexto político y económico actual. La estrategia actual consiste en avanzar lo más posible, de forma gradual, sin intentar abordar todos los problemas a la vez.
En este escenario, los diputados ven como un hito importante la consolidación de medidas como la inclusión de la tarifa social, la solución al pasivo del GSF y el inicio de la apertura del mercado para los consumidores de baja tensión.
La Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) se ha convertido en un importante foco de preocupación. Su carga ya supera los R$60 mil millones anuales, incluyendo los subsidios, una cantidad equivalente a toda la inversión pública anual en infraestructura del país.
Existe consenso en que los subsidios deben tener un principio, un desarrollo y un fin, especialmente aquellos dirigidos a tecnologías ya establecidas. De lo contrario, la sobrecarga arancelaria seguirá socavando la competitividad de la economía.
Otro punto delicado es la generación distribuida. Si bien la autogeneración mediante ecualización se incluyó en la Medida Provisional 1.300, se excluyó la generación compartida, lo cual, en opinión de los panelistas, genera distorsiones en el mercado de baja tensión.
La falta de este debate preocupa a los expertos, ya que el rápido crecimiento de la micro y minigeneración, en muchos casos, no se ha producido de forma organizada. El resultado es una evasión tarifaria que afecta la remuneración adecuada de la red y aumenta la presión sobre los consumidores cautivos.
Separar las actividades de distribución y marketing se considera uno de los cambios más urgentes. La lógica es permitir que los distribuidores se centren en las operaciones de red, mientras que el marketing avanza hacia un entorno más competitivo.
Sin embargo, la transición depende de soluciones a los contratos heredados de largo plazo, firmados históricamente para garantizar la expansión de la oferta después del racionamiento de 2001. Sin un mecanismo de transición que brinde seguridad jurídica y financiera, la apertura del mercado podría generar graves desequilibrios.
La creación de un proveedor de última instancia fue otro tema recurrente de debate. Con la apertura total del mercado, habrá situaciones en las que los comerciantes o proveedores no puedan cumplir los contratos, y los consumidores necesitarán asistencia de emergencia.
Para lograrlo, será necesario definir responsabilidades y asegurar los recursos financieros necesarios para garantizar esta operación en momentos críticos. La experiencia internacional demuestra que las crisis tienden a exacerbar la vulnerabilidad del libre mercado, lo que hace indispensables los mecanismos de prevención.
El modelo actual de precios ha sido criticado por no reflejar las condiciones de ubicación y operación del sistema. Esta falla agrava el problema de la reducción de la demanda de energía en las centrales eléctricas renovables, que ya causa pérdidas millonarias a los inversores.
La falta de señales económicas precisas provoca la expansión hacia zonas congestionadas, lo que incrementa los costos sistémicos y reduce la eficiencia del sector. Los expertos abogaron por la modernización del modelo de precios, incluyendo mecanismos de liquidación ex ante y doble liquidación, para reducir los riesgos y fomentar una inversión más racional.
La renovación de las concesiones hidroeléctricas también se destacó como una oportunidad para obtener beneficios fiscales y reducir los impuestos. Algunas centrales que han sido amortizadas podrían continuar operando a tarifas más bajas, lo que reduciría los costos para los consumidores y aumentaría los ingresos del Tesoro.
El reto es encontrar un modelo que respete los contratos, evite la inestabilidad operativa y aproveche la flexibilidad natural de las centrales hidroeléctricas, que en muchos casos es comparable a los servicios auxiliares actualmente asociados a las baterías.
Dada la diversidad de intereses, FASE (Foro de Asociaciones del Sector Eléctrico), que reúne a 34 entidades, viene trabajando para identificar puntos de convergencia y rechazo en los parlamentarios.
El objetivo es consolidar una propuesta equilibrada para su presentación al Congreso. El ponente de la Medida Provisional 1.300, el diputado Fernando Coelho Filho, ya indicó que algunas medidas deberían transferirse a la Medida Provisional 1.304, dado el plazo limitado para su tramitación.
El 1º Foro CCEE – Análisis Sectorial fue producido y realizado por el Grupo Dominium y contó con la presencia de los Diputados Federales Fernando Coelho Filho y Arnaldo Jardim, Directores de ANEEL Agnes da Costa y Fernando Mosna, el director de Operaciones del ONS Christiano Vieira, el presidente de la EPE, Thiago Prado, y el profesor José Carlos Aleluia.
También reunió a los presidentes de las principales asociaciones sectoriales, como FASE, ABRAGEL, APINE, ABRACEEL, ABRADEE, ABRAGE, ABRAPCH, ABEEólica, ABSOLAR y ABGD. Además de representantes de Neoenergia, Energy Dome, Scala Data Centers, Engie, Envol Energy Consulting, Elera Renováveis, NEAL, PSR, Thymos Energia y Grupo Bolt e Volt
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