101752 Background Paper  INTERNATIONAL EXPERIENCE WITH PRIVATE SECTOR PARTICIPATION IN POWER GRIDS BRAZIL CASE STUDY ESMAP Mission  The Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) is a global knowledge and  technical assistance program administered by the World Bank. It provides analytical and  advisory services to low‐ and middle‐income countries to increase their know‐how and  institutional capacity to achieve environmentally sustainable energy solutions for  poverty reduction and economic growth. ESMAP is funded by Australia, Austria,  Denmark, Finland, France, Germany, Iceland, Lithuania, the Netherlands, Norway,  Sweden, and the United Kingdom, as well as the World Bank      Copyright © October 2012  The International Bank for Reconstruction  And Development / THE WORLD BANK GROUP  1818 H Street, NW | Washington DC 20433 | USA      Cover image: ©iStock    Written by Eduardo Henrique Ellery Filho, Independent Consultant  For Victor Loksha, Energy Sector Management Assistance Program (P146042)  See synthesis report (No. 99009):  World Bank. 2015. Private Sector Participation in Electricity Transmission and  Distribution: Experiences from Brazil, Peru, the Philippines, and Turkey. Energy Sector  Management Assistance Program (ESMAP) Knowledge Series No. 023/15. Washington,  DC: World Bank Group.   https://hubs.worldbank.org/docs/imagebank/pages/docprofile.aspx?nodeid=24933178   Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) reports are published to  communicate the results of ESMAP’s work to the development community. Some  sources cited in this report may be informal documents not readily available.    The findings, interpretations, and conclusions expressed in this report are entirely those  of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its  affiliated organizations, or to members of its board of executive directors for the  countries they represent, or to ESMAP. The World Bank and ESMAP do not guarantee  the accuracy of the data included in this publication and accept no responsibility  whatsoever for any consequence of their use. The boundaries, colors, denominations,  and other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the  World Bank Group any judgment on the legal status of any territory or the endorsement  of acceptance of such boundaries.    The text of this publication may be reproduced in whole or in part and in any form for  educational or nonprofit uses, without special permission provided acknowledgement  of the source is made. Requests for permission to reproduce portions for resale or  commercial purposes should be sent to the ESMAP Manager at the address below.  ESMAP encourages dissemination of its work and normally gives permission promptly.  The ESMAP Manager would appreciate receiving a copy of the publication that uses this  publication for its source sent in care of the address above.      All images remain the sole property of their source and may not be used for any  purpose without written permission from the source.    CONTENTS ACRONYMS .......................................................................................................................................... II  BRAZIL CASE STUDY ............................................................................................................................. 1  1.  RECENT HISTORY OF THE LEGAL AND INSTITUTIONAL DEVELOPMENT OF BRAZIL’S POWER SECTOR ..................... 1  1.1  Situation between 1985 and 1995 ..........................................................................................  1  1.2  Initial Phase of the Reforms (1993‐1995) ...............................................................................  2  1.3  Restructuring Brazil’s Power Sector ........................................................................................  3  1.4  Implementation of the Restructuring Project for Brazil’s Power Sector (RESEB 1996‐1998) . 4  1.5  Revitalization of Brazil’s Power Sector: 2001 ‐ 2002 ............................................................... 5  1.6  New Model for Brazil’s Power Sector .....................................................................................  5  2.  OVERVIEW OF PHYSICAL DEVELOPMENT AND IMPLEMENTATION OF THE REFORMS .................... 7  2.1  Operating Characteristics of Energy Optimization .................................................................. 7  2.2  Electricity Consumer Market  ...................................................................................................  8  2.3  Generation ............................................................................................................................  14  2.4  Transmission .........................................................................................................................  18  2.5  Distribution ...........................................................................................................................  20  2.6  Free Trading ..........................................................................................................................  21  3.  CURRENT INSTITUTIONAL ARRANGEMENTS ..................................................................................  25  3.1  Policy Preparation .................................................................................................................  25  3.2  Sector Planning .....................................................................................................................  25  3.3  Regulation and Oversight ......................................................................................................  27  3.4  Operations .............................................................................................................................  27  3.5  Electricity Consumption Market ...........................................................................................  28  3.6  Charges and Taxes .................................................................................................................  30  4.  FACTORS PROMPTING THE NEED FOR PRIVATE SECTOR PARTICIPATION ...................................... 33  5.  BASIC CONDITIONS FOR IMPLEMENTING PRIVATE SECTOR PARTICIPATION ................................. 36  5.1  Laws and Legislation..............................................................................................................  36  5.2  Economic Aspects  ..................................................................................................................  42  5.3  Economic Regulation for Leveraging the Participation of Private Capital ............................ 44  5.4  Aspects of Private Capital Participation in the Transmission and Distribution Segments .... 48  6.  CONCESSION AWARD MECHANISMS .............................................................................................  49  6.1  Transmission Segment ..........................................................................................................  49  6.2  Distribution Segment ............................................................................................................  50  7.  LESSONS LEARNED AND IMPROVEMENTS PURSUED .....................................................................  53  8.  FINAL REMARKS .............................................................................................................................  54  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  i  ACRONYMS  Acronym  Meaning in Portuguese  Meaning in English  ACL  Ambiente de Contratação Livre  Free Trading Environment ACR  Ambiente de Contratação Regulada  Regulated Trading Environment  National Agency of Electric Energy  ANEEL  Agência Nacional de Energia Elétrica  Brazil’s Power Sector Regulator ANP  Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Derivados Oil, Gas and Biofuels Industry Regulator  BEN  Balanço Energético Nacional  National Energy Balance CAR  Curva de Aversão a Risco  Risk Aversion Curve CCC  Conta Consumo de Combustíveis  Fuel Consumption Account CCEAR  Contrato de Compra de Energia no Ambiente Regulado Electricity Trading Agreements on the Regulated Floor CCEE  Câmara de Comercialização de Energia Elétrica Electricity Trading Chamber CCI  Contrato de Compartilhamento de Instalações Facility Sharing Agreement CCT  Contrato de Conexão do Sistema de Transmissão Transmission Conection Agreement  CDE  Conta de Desenvolvimento Energético  Energy Development Account CFURH  Compensação Financeira por Uso de recursos Hídricos Financial Compensation for the Use of Water Resources CGH  Complexo de Geração Hidrelétrica  Hydro‐power Generation CGU  Central de Geração Undi‐Elétrica  Wave Power Plant CIP  Contribuição de Iluminação Pública  Street Lighting Levy CMSE  Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico Power Sector Oversight Committee  CNPE  Conselho Nacional de Política Energética National Energy Policy Council COFINS  Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social Social Security Financing Levy CPST  Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão Transmission Services Agreement  CRC  Conta de Resultados a Compensar  Account of Results to Compensate  CUST  Contrato de Uso dos Sistemas de Transmissão Transmission System Usage Agreement  DNAEE  Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica National Waters and Electricity Department  DNPM  Departamento Nacional de Produção Mineral National Mineral Production Department  EER  Encargo de Energia de Reserva  Energy Reserve Charge EOL  Usina de Geração Eólica  Wind farm EPE  Empresa de Pesquisa Energética  Energy Research Enterprise ESS  Encargo de Serviços de Sistema  System Services Charge GCOI  Grupo de Coordenação para Operação Interligada Interconnected Operations Coordination Group  GDP  Produto Interno Bruto (PIB)  Gross Domestic Products GWh  Gigawatt‐hora – unidade de energia  Gigawatt‐hour, energy unit HV  Alta Tensão  High Voltage IBGE  Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística Brazilian Institute for Geography and Statistics  ICMS  Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços State Goods and Services Circulation Tax  kV  Kilo‐volt, unidade de diferença de potencial elétrico Kilo‐volt, electric potential difference unit  kW  Kilo‐Watt  Kilo‐Watt, power unit LV  Baixa Tensão  Low Voltage MAE  Mercado Atacadista de Energia  Wholesale Electricity Market MCTI  Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação Ministry of Science, Technology and Innovation  MME  Ministério de Minas e Energia  Ministry  of Mines and Energy MV  Média Tensão  Medium Voltage MVA  Mega Volt‐Ampère, unidade de potência Mega Volt‐Ampère, power unit MW  Mega‐watt, unidade de potência  Mega‐watt, power unit MWav  Mega‐watt médio  Average Mega‐watt, energy unit  NRV     New Replacement Value ONG  Organização Não‐Governamental  Non‐Governmental Organization (NGO)  ONS  Operador Nacional do Sistema  National System Operator P&D  Pesquisa e Desenvolvimento  Research and Development PAR  Plano de Ampliações e Reforços  Expansion and Strengthening Plan  PCH  Pequena Central Hidrelétrica  Small Hydro‐power Plants PCH  Pequena Central Hidrelétrica  Small Hydro‐power Plant PDE  Plano Decenal de Energia  Ten‐Year Energy Plan PET  Programa de Expansão da Transmissão Transmission Expansion Program  PIE  Produtor Independente de Energia  Independent Power Producer (IPP)  PIS  Programa de Integração Social  Social Integration Program ii | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Acronym  Meaning in Portuguese  Meaning in English  PLD  Preço de Liquidação de Diferenças  Differences Settlement Price PNE  Plano Nacional de Energia  National Energy Plan  PROINFA  Programa de Incentivo a Fontes Alternativas Alternative Electricity Sources Incentive Program  RAP  Receita Anual Permitida  Permitted Annual Revenue RESEB  Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro Brazilian Power Sector Restructuring Project  RGR  Reserva Global de Reversão  Global Reversion Reserve SOL  Usina de Geração Solar  Solar Power Plant TFSEE  Tarifa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica Electricity Services Inspection Fee  TUSD  Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição Distribution System Usage Tariff  TUST  Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão Transmission System Usage Tariff  TWh  Terawatt‐hora, unidade de energia  Terawatt‐hora, energy unit UBP  Uso do Bem Público  Use of a Public Asset UFV  Usina de Geração Fotovoltaica  Photovoltaic Power Plant UHE  Usina Hidrelétrica  Hydro‐power Plant UTE  Usina Termelétrica  Thermo‐Power Plant UTN  Usina Nuclear  Nuclear Power Plant   B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  iii  BRAZIL CASE STUDY 1. RECENT HISTORY OF THE LEGAL AND INSTITUTIONAL DEVELOPMENT OF BRAZIL’S POWER SECTOR 1.1 Situation between 1985 and 1995 During the late 1980s and early 1990s, the Brazilian economy faced a series of disruptions, with spurts of  hyperinflation  (topping  1000%  a  year)  that  were  addressed  through  a  series  of  short‐lived  ‘heterodox  economic  plans’  of  doubtful  efficacy.    The  result  was  an  across‐the‐board  shortage  of  investments,  followed by stagnation and shrinkage of the production capacity in several industrial sectors.  The  power  sector    which  consisted  almost  exclusively  of  enterprises  under  Federal  and  State  control    was  severely  affected  by  the  repercussions  of  this  negative  phase  for  the  Brazilian  economy.   The  tariffs  for sales between generators and distributors (wholesale trading) and from the latter  to end‐consumers  (retail  sales)  were  all  established  by  the  Brazilian  Government.    Frequently  used  as  tools  for  curbing  inflation, they fell well below the real costs of the services rendered.  As demonstrated below, these tariff  constraints  had  severe  consequences  for  the  power  generation,  transmission  and  distribution  segments  in Brazil.  On  the  supply  side,  new  generation  sources  (mainly  hydro‐based)  appeared  during  the  late  1980s,  with  relative  growth  underpinned  by  massive  construction  projects  undertaken  during  the  previous  decade,  which  started  to  come  on‐stream  only  around  that  time,  including  the  Itaipu,  Xingó  and  Tucuruí  power  generation  complexes.    However,  investment  shortfalls  halted  several  other  major  power  generation  projects for more than a decade, such as Porto Primavera, Itá and Machadinho, where work began again  only  after  1995,  with  the  beginning  of  the  restructuring  of  the  power  sector  and  an  inflow  of  private  investments.  Sized to bridge vast distances between hydro‐power generation sources and major consumption centers,  Brazil’s  high  voltage  interconnected  transmission  system  was  implemented  and  operated  by  power  generation  utilities,  with  the  resulting  costs  embedded  in  power  sold  to  distributors.    Thus,  interconnection  projects  for  the  transmission  segment  encountered  resistance  in  terms  of  recovery  through  tariffs,  when  not  directly  associated  with  an  expansion  in  power  generation  capacities.    This  meant  that  the  generation  utilities  gave  a  lower  priority  to  such  investments,  aimed  largely  for  the  optimization of the power transmission facilities in the system.    In  terms  of  the  enterprises  rendering  electricity  distribution  services  to  end‐consumers,  generally  under  State Government   control, little effort was directed towards seeking greater efficiency, cost controls or  higher earnings.  The tariffs set by the Brazilian Government were aimed to even out the rates equally for  every  State  in  Brazil.  This  approach  proved  inadequate  as  it  failed  to  attract  investment  needed  to  keep  pace  with  the  expansion  of  the  customer  base,  leaving  many  families  without  electricity.   Moreover,  a  drop in maintenance activities was noted in many cases, with adverse effects on service quality.    In order to deal with the generic problem of artificial tariffs set at inappropriately low levels in Brazil, the  legal framework in place until 1993 established an Earnings Compensation Account (Conta de Resultados  a Compensar  CRC).  Covered by the National Treasury, this mechanism was intended to ensure a return  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |   1  at  between  10%  and  12%  on  the  investments  guaranteed  to  each  agent  in  the  power  sector,  regardless  of  the  tariffs  actually  in  place.   Thus,  agents  obtaining  a  return  of  over  12%  would  pay  into  this  account,  while those receiving less than 10% could draw down on its funds.  Unfortunately, the economic trigger used for this type of mechanism, together with the depressed tariff  levels, resulted in incentives for agents to post negative earnings and discouraging more efficient business  practices. The burden of supporting inefficiently operating companies was borne by the National Treasury  and ultimately the Brazilian taxpayers.  A  clear  awareness  of  these  problems  is  apparent  in  the  preparation  and  promulgation  of  Brazil’s  1988  Constitution,  which  established  that  only  the  Federal  Government  would  be  in  charge  of  services  and  activities  linked  to  power  services  in  Brazil,  handled  either  directly,  or  through  concessions.    Tenders  would be required to select the concessionaires, either public or private.  This was the situation of the Brazilian power sector during the 1990s, fraught with difficulties and with its  intra‐sector payment flows severely undermined by the financial situation of the concessionaires, almost  all  under  State  control.    Quite  naturally,  many  new  power  generation,  transmission  and  distribution  projects ground to a halt, or never even got off the ground, with collateral effects on the construction and  equipment industries working with this sector.  1.2 Initial Phase of the Reforms (1993-1995) The  first  legal  initiative  addressing  the  stagnation  spreading  through  Brazil’s  power  sector,  based  on  the  country’s  1988  Constitution,  was  the  1993  Law  Nº  8,631,  which:  (i)  eliminated  the  guaranteed  return  of  10% to 12% and the Earnings Compensation Account (CRC); (ii) supported transferring more than US$ 26  billion from the National Treasury to electricity concessionaires that were CRC creditors; and (iii) required  the  signature  of  new  supply  agreements  between  generators  and  distributors,  with  firm  guarantees  in  case of default.  Although  this  initial  effort  was  relatively  successful,  at  least  three  significant  problems  remained  unresolved:  (i)  the  distributors  remained  under  State  control,  with  guidelines  that  generally  ran  counter  to the logic of business efficiency; (ii) under Federal Government control and with limited Federal budget  allocations, the generators were still unable to keep pace with the demands to expand installed capacity;  and  (iii)  transmission  lines  still  offered  no  specific  rates  of  return  for  the  agents  in  charge  of  their  construction and operation.  Two  years  later,  another  important  legal  milestone  was  established  for  the  power  sector:  Law  Nº  9,074/1995, which introduced sweeping changes to its structure and administration.  With this law: (i) the  Independent Power Producer (IPP) was introduced; (ii) open access was established for the transmission  and  distribution  systems;  (iii)  consumers  with  installed  capacity  of  3  MW  and  upwards,  called  Free  Consumers, were offered the possibility of selecting their own independent electricity supplier, from the  point  at  which  they  were  connected  to  the  grid;  (iv)  all  concession  agreements  had  to  be  reviewed  and  renewed, imposing compliance with specific requirements, such as the completion of unfinished projects;  and  (v)  specific  incentives  were  offered  for  privatizing  distribution  and  generation  utilities,  extending  concession  agreements  by  an  extra  period  of  ten  to  fifteen  years,  as  set  forth  in  Articles  27  to  30  of  this  law.  2 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   1.3 Restructuring Brazil’s Power Sector In order to handle the implementation of major modifications established by law for Brazil’s power sector,  the Federal Government, through the Ministry of Mines and Energy (MME) conducted a study called the  Brazilian  Power  Sector  Restructuring  Project  (RESEB).   Under  the  aegis  of  this  study,  efforts  were  made  not  only  to  establish  the  new  institutional  resources  required,  but  also  to  look  even  further  ahead,  recommending  new  modifications  that  would  usher  in  conditions,  through  a  set  of  legal  and  regulatory  aspects that would:  • ensure ongoing supplies over the short term, during the transition process, and for the long term,  by  ensuring  that  investments  in  this  sector  are  attractive,  underwriting  the  expansion  of  the  system and its extension into new areas;   • establish  and  upgrade  the  efficiency  with  which  resources  are  deployed  by  the  sector,  while  encouraging better use of electricity throughout the economy; and   • cut back on Government spending, attracting private capital in order to finance new investments  and repay public debt through income brought in by divestment.1  Thus,  between  1996  and  1998,  several  recommendations  were  presented  through  this  Restructuring  Project, drawn up by the joint efforts of international consultants and more than three hundred specialists  familiar with this sector in Brazil, which were either implemented or submitted to the legislative process  as  they  were  introduced.    In  brief,  the  main  institutions  and  characteristics  recommended  by  this  restructuring process of the Brazilian power sector were:   Unbundling its basic activities into separate segments (generation, transmission, distribution, and  trading/marketing);   • Generation should become a competitive activity at the risk of the entrepreneur, with prices set  by the market;   • Independent  transmission  facilities  that  would  ensure  open  access  by  generators  to  the  market,  with free consumers allowed to access sources of generation or free traders competing to render  their services;   • Only  power  transportation  activities  in  the  transmission  and  distribution  segments  are  natural  monopolies, with prices established by the Grantor Authority2;   • The  National  System  Operator  (ONS)  handles  the  generation  and  transmission  systems  independently,  seeking  optimal  utilization  of  available  energy  resources  and  enabling  the  institution of open access to promote competition in the market;   • The  Wholesale  Electricity  Market  (MAE)  is  the  setting  where  free  competition  underpins  price  formation, without adversely affecting optimization;                                                                1  Projeto RESEB, Estágio I – Relatório Sumário, November 1996, Coopers&Lybrand / Eletrobras  2  Grantor Authority: notion commonly used in the Brazilian legal framework. It is related to the Union, the States, the District of Columbia or the  County responsible for the public service that is being conceded to third parties, preceded or not by assets’construction.   B r a z i l   C a s e   S t u d y   |   3  • An Independent Regulator serves as a watchdog for this model, interpreter of specific legislation,  and guarantor of stability of rules; and   • Finally, boosting supply as an investment opportunity can be left to the market agents.    1.4 Implementation of the Restructuring Project for Brazil’s Power Sector (RESEB 1996-1998) Virtually all of the recommendations above, if not already implemented in the 1995 act, were addressed  by two subsequent laws:   Law  Nº  9,427/1996,  which  established  Brazil’s  Power  Sector  Regulator  (ANEEL),  as  an  Independent Entity; and    Law  Nº  9,648/1998,  which  established  the  National  System  Operator  (ONS)  and  the  Wholesale  Electricity  Market  (MAE),  and  turned  the  construction  and  operation  of  transmission  assets  into  an independent business, with its own source of revenue in the form of user payments.  In parallel to these legal measures, the Federal Government was also firmly committed to establishing an  energy market that would be trustworthy enough to lower the perception of risk among private investors,  attracting  their  capital  to  this  sector.    This  has  led  to  massive  efforts  to  privatize  the  main  sources  of  revenues brought in by power generation and transmission facilities that sold and delivered power at the  wholesale  level,  rather  than  distributors  whose  focus  is  on  end‐use  or  retail‐level  consumers  as  their  customers.  In  fact,  during  the  implementation  of  this  restructuring  process,  due  to  the  need  and  urgency  of  certain  initiatives, some activities were undertaken even before the completion of the full legal and institutional  framework  as  planned,  or  even  the  presentation  of  the  studies  examining  these  issues.   This  resulted  in  discrepancies  between  what  actually  took  place  and  subsequent  recommendations,  particularly  with  regard  to  some  policies  during  the  initial  stages.   A  typical  example  of  this  situation  is  the  strong  initial  incentive  for  self‐contracting,  which  opened  up  the  possibility  of  the  business  group  of  a  specific  distribution  utility  purchasing  power  directly  from  a  generation  source  owned  directly  thereby,  with  the  economic constraint being a price cap established by the Regulator.    Despite some missteps and trip‐ups during the implementation stage of this restructuring process, which  is quite natural when so many agents, interests and segments of society are involved, it became very clear  that the Brazilian power sector had reached a level of activity that was significantly higher than during the  previous  decade,  with  significant  stakes  held  by  private  capital  in  the  generation  and  transmission  segments,  as  well  as  in  distribution.   However,  this  significant  improvement  in  the  management  of  the  enterprises and the build‐up of new assets for rendering power‐related services was still not sufficient to  keep  pace  with  the  surging  demand  triggered  by  the  economic  stability  achieved  by  Brazil  from  1995  onwards.  Consequently,  between  mid  2001  and  early  2002,  when  the  country  was  afflicted  by  a  severe  drought,  the Government was forced to implement and administer a large‐scale electricity consumption restriction  program, with cuts of around 20% planned for the period.  The consequences of this situation were severe,  with a slowdown in economic activities nationwide.  On the other hand, this was also a great opportunity  for the people in charge of policy guidelines to reassess the approaches used in the restructuring of Brazil’s  power sector that began in 1995.    4 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   1.5 Revitalization of Brazil’s Power Sector: 2001 - 2002 As  a  structural  response  to  the  power  supply  crisis  that  erupted  at  that  time,  the  Brazilian  Government  accepted  the  responsibility  of  correcting  dysfunctional  aspects  and  proposing  improvements  to  the  institutional  arrangements  in  place.   This  effort  resulted  in  a  new  momentum  in  the  development  of:  (i)  institutions,  stressing  the  planning  and  coordination  role  of  the  Ministry  of  Mines  and  Energy  (MME)  in  striving to ensure expansion and security of supply, and transparency in the actions of institutional agents;  (ii) interfaces between the market and regulated sectors, seeking out accurate economic signals for energy  prices  as  well  as  transmission  facility  use;  (iii)  mechanisms  to  ensure  fair  competition  by  unbundling  the  G/T/D  segments  and  buttressing  the  neutral  stance  of  the  ONS;  and  (iv)  the  tariff  structure  seeking  to  match actual cost of service in each consumer segment, with universal access to electricity and regulations  establishing special tariffs for low income consumers.  These efforts led to measures that were proposed and adopted in laws 3 that eliminated self‐contracting  and  bilateral  negotiations  of  power  purchases  from  distributors,  establishing  open  and  competitive  procedures for all future acquisitions.  These  measures  coincided  with  a  Presidential  election,  in  a  year  when  the  party  that  had  been  in  opposition during this entire preparation and implementation stage of the restructuring of Brazil’s power  sector  (1995‐2002)  was  victorious  in  the  polls.    The  immediate  impact  of  this  shift  in  power  on  the  restructuring  process  that  was  still  in  its  initial  phase  was  a  natural  slowdown,  as  Brazil’s  new  Administration sought its own political guidelines for the Power Sector.  1.6 New Model for Brazil’s Power Sector In  order  to  correct  the  course  and  make  up  for  the  traumas  experienced  on  the  eve  of  its  election,  this  new  Administration  established  three  key  goals  for  the  policies  that  were  to  be  drawn  up  for  the  power  sector:  (i)  all  suggested  solutions  would  have  to  guarantee  national  energy  security,  soothing  fears  of  a  new  round  of  rationing,  similar  to  the  rationing  that  occurred  between  2001  and  2002;  (ii)  on  the  other  hand, consumers also required  protection from overly high tariffs; and  (iii) universal access  to electricity  services was established as a goal, bringing more than ten million citizens in from the dark.  The  reforms  implemented  from  2003  onwards,  called  the  New  Model  for  Brazil’s  Power  Sector,  may  be  described  in  the  words  of  the  person  who  actually  conducted  this  process,  today’s  Brazilian  President  Dilma  Rousseff,  who  at  that  time  was  the  Minister  of  Mines  and  Energy.   She  said  4:  “Many  sweeping  changes  were  introduced  in  the  power  sector.    The  distribution,  generation  and  transmission  activities  were effectively separated, ensuring greater transparency for setting the tariffs charged to consumers.    Genuine  competition  was  established  in  the  power  generation  segment,  with  separate  tenders  run  for  existing power plants, resulting in easier access to long term financing and credit for new enterprises.  This  ensured  far  greater  confidence  in  completing  the  projects  on  schedule,  lessening  the  perception  of  risk  among investors.  Auctions  expanding  supplies  allowed  benchmark  prices  to  form,  lost  since  the  late  1980s,  but  crucial  for  the  functioning  of  any  market.   The  format  of  these  auctions  and  the  auctions  for  energy  generated  by                                                               3  Laws Nº 10,438, April 2002, and 10,604, December 2002, with the latter already in common agreement with the Administration taking office in  January 2003.  4  Preface to the book entitled “Power Sector Reform in Brazil” by Maurício T.  Tolmasquim  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |   5  existing  power  plants  helped  ensure  fair  tariffs.   Contractual  guarantee  mechanisms  were  introduced  in  order  to  minimize  the  risks  of  default,  leaving  the  energy  market  more  robust,  while  also  contributing  to  fair tariffs.  The State was equipped with the tools for ensuring the effective functioning of the market, while respecting  the  characteristics  of  Brazil’s  power  sector.   In  order  to  re‐establish  these  State  prerogatives  of  planning  long  term  strategic  solutions,  while  encouraging  the  full  functioning  of  the  market  and  ensuring  respect  for  the  rights  of  citizens  consuming  or  with  the  right  to  consume  energy,  the  Power  Sector  Oversight  Committee  (CMSE)  was  set  up,  in  order  to  monitor  service  conditions  and  decide  on  the  steps  needed  to  avoid  further  bouts  of  rationing,  in  addition  to  the  Energy  Research  Enterprise  (EPE),  which  handles  planning  and  helps  ensure  the  feasibility  of  competition.    Supplementing  them,  the  roles,  limits  and  responsibilities  of  agents  in  this  sector,  especially  the  Ministry  of  Mines  and  Energy  (MME),  the  Power  Sector Regulator (ANEEL), the National System Operator (ONS) and the Electricity Trading Chamber (CCEE),  were clearly defined.  These State actions, ultimately benefitting the consumers, are reflected in the guidelines for the auctions  run to expand power supplies across the board, while also guaranteeing competition in auctioning off the  Madeira and Belo Monte power plants.  The actions of these entities must also be credited with the success  of  the  reserve  energy  auctions  through  which  massive  quantities  of  renewable  energy    particularly  bio‐ electricity  and  wind  farms    were  contracted,  with  intense  competition  among  investors  and  resulting  benefits for consumers.  These  were  important  changes.    Correcting  the  course  and  clearly  defining  the  regulatory  framework  paved  the  way  for  stability  and  conditions  that  fostered  investments.    Through  these  new  institutional  arrangements,  the  paralysis  in  project  implementation  was  resolved,  with  significant  investments  in  expanding supplies and less uncertainty in project execution.  Although  creating  new  paradigms,  these  changes  were  also  implemented  in  close  compliance  with  the  contracts in effect at that time, clearly indicating stability in the legal arrangements.  Even when it would  obviously have been more advantageous to migrate from the previous system to the New Model, investors  were given the option to retain, if so desired, all the rights given to them in the current contract.”  Promulgated  in  March  2004,  Laws  No  10,848  and  10,847  and  all  their  accompanying  regulations  implemented the modifications described above.  It is worth noting that this new model in fact reflected  a  forward‐looking  movement  that  advanced  and  improved  the  reforms  that  began  a  decade  earlier,  adding  new  purposes,  such  as  universal  access  to  electricity,  while  upholding  the  main  guidelines  underpinning  open  access  to  the  transmission  facilities,  the  engagement  of  private  capital  in  the  enterprises, the existence of a free electricity market between major consumers and independent power  producers, and many other positive features that were already in place.    6 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   2. OVERVIEW OF PHYSICAL DEVELOPMENT AND IMPLEMENTATION OF THE REFORMS 2.1 Operating Characteristics of Energy Optimization Brazil has a power system whose characteristics are unique, not found anywhere else in the world.  With  hydropower prevailing (85% of installed capacity and more than 90% of average energy produced),5 these  generation plants are scattered all over the country.    Due to the climate diversity that is characteristic of a continent‐size country such as Brazil, with different  rainfall patterns, a hydro‐based system complemented  by  thermal power was  adopted, with  centralized  dispatch, in order to offset the heterogeneity of drier and rainier regions, ensuring more reliable supplies  while optimizing the dispatch from the cost of generation perspective.    However, this type of dispatch requires massive electricity transfers between generation sources and load  centers, which are not always near.  This is why a transmission system that can handle huge loads safely  and reliably is needed.  According to data from the National System Operator (ONS), only 3.4% of Brazil’s  electricity production capacity is located off the National Interconnected System, in so‐called Stand‐Alone  Systems, located mainly in the Amazon.    The National Interconnected System encompasses the South, Southeast, Center‐West, Northeast and part  of  Northern  Brazil.   In  2010,  this  comprised  some  900  transmission  lines,  totaling  98,648  kilometers  at  voltages higher than 230 kV, known as the Basic Grid.  Due to these characteristics, Brazil is an electrically  well‐integrated country, with the transmission system expansion costs being comparable to investments  in  generation  facilities,  resulting  in  strong  links  between  planning  and  expansion  decisions  in  these  two  segments.    The Stand‐Alone Systems are supplied mainly by thermal power plants fueled by diesel oil and fuel oil, in  addition  to  Small  Hydro‐power  Plants  (PCHs)  and  plants  running  on  biomass.  Although  not  exchanging  electricity  with  other  parts  of  the  country,  these  stand‐alone  systems  power  four  State  Capitals  in  Northern Brazil, with some 1.3 million consumers.    The  National  Interconnected  System  encompasses  Federal  and  State  enterprises  as  well  as  private  companies  generating  power  from  a  variety  of  sources,  as  well  as  electricity  transmission,  distribution,  and  trading  companies  –  awarded  rights  as  concessionaires,  permit  holders,  or  authorization  holders  under  various  legal  mechanisms.    Two  types  of  end  consumers  then  use  the  power  produced  by  this  system: free and regulated.                                                                 5   “Transmission  Structure  in  Brazil:  Organization,  Evaluation  and  Trends” ‐  Luiz  Augusto  Barroso,  Member,  IEEE,  José  Marcos  Bressane,  Luiz  M.   Thomé, Max Junqueira, Ivan Camargo, Senior Member, IEEE, Gerson Oliveira, Silvio Binato, Mario Veiga Pereira, Member, IEEE – IEEE, 2004  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |   7  For  the  Stand‐Alone  Systems,  whose  generation  costs  are  higher  than  those  of  the  National  Interconnected  System,  power  supplies  to  local  populations  are  subsidized  by  a  specific  charge  on  this  sector, imposed on purchases of the fuel oil used by thermal power plants in these regions, until they are  connected up to the National Interconnected System.      The National Interconnected Power System of Brazil: 2010  Source:  http://www.ons.org.br/download/biblioteca_virtual/publicacoes/dados_relevantes_2010/0401_integracao_eletro energetica.html    2.2 Electricity Consumer Market Brazil  has  some  190  million  inhabitants,  according  to  estimates  by  the  Brazilian  Institute  for  Geography  and Statistics (IBGE).6 In 2010, some 98% of its population had access to electricity.                                                                 6  Censo 2010, Available at http://ibge.gov.br.    8 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   According  to  the  Energy  Research  Enterprise  (EPE),7  Brazil  has  more  than  67.9  million  consumer  units,  divided between captive and free.  The following tables show the evolution of the number of captive and  free customers in Brazil between 2006 and 2010.    TOTAL NUMBER OF CONSUMERS (CAPTIVE + FREE)     2006  2007  2008  2009   2010   Brazil    58,979,698  61,072,066  63,367,452  65,528,441    67,906,964   Residential    50,318,859  52,057,460  54,156,879  55,949,403    58,006,079    Industrial      515,618  525,504  528,953   536,545   553,589   Commercial    4,431,013  4,528,838  4,635,006  4,794,546    4,901,920    Rural      3,163,016  3,385,448  3,439,007  3,613,254    3,784,428   Government    435,944  451,633  471,086   490,520   507,455   Street Lighting    52,048  57,337  65,130   69,858   73,947   Public Services    51,982  54,586  60,079   63,016   68,017   Self‐Consumption    11,218  11,260  11,312   11,299   11,529    CAPTIVE CONSUMERS    2006  2007  2008  2009   2010   Brazil    58,978,724  61,070,959  63,366,312  65,527,245    67,905,332   Residential    50,318,859  52,057,460  54,156,879  55,949,403    58,006,079    Industrial      514,787  524,589  528,037   535,647   552,357   Commercial    4,430,909  4,528,687  4,634,840  4,794,306    4,901,563    Rural      3,163,014  3,385,446  3,439,007  3,613,254    3,784,427   Government    435,943  451,630  471,083   490,517   507,452   Street Lighting    52,048  57,337  65,130   69,858   73,947   Public Services    51,946  54,550  60,043   62,980   67,979   Self‐Consumption    11,218  11,260  11,293   11,280   11,528                                                                 7  Anuário Estatístico EPE 2011, Available at www.epe.gov.br.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |   9  FREE CONSUMERS    2006  2007  2008  2009   2010   Brazil   974  1,107  1,140   1,196   1,632   Residential   ‐    ‐    ‐     ‐    ‐      Industrial     831  915  916   898   1,232   Commercial   104  151  166   240   357    Rural     2  2  ‐     ‐    1   Government   1  3  3   3   3   Street Lighting   ‐    ‐    ‐     ‐    ‐     Public Services   36  36  36   36   38   Self‐Consumption   ‐    ‐    19   19   1    The total number of consumers (captive + free) has been rising during the past few years at an annual rate  of around 3.5%, resulting in a total of 67.9 million consumers in 2010.  It  can  also  be  observed  that  captive  consumers  represent  almost  all  electricity  consumers,  with  the  residential class being the most representative among them (85%).  Free consumers are clustered largely in the industrial (75%) and commercial (22%) classes.  Brazil’s  power  consumption  over  the  past  two  decades  is  presented  in  the  following  graphs.    This  information  was  taken  from  the  National  Energy  Balance  (BEN)  drawn  up  by  the  Energy  Research  Enterprise (EPE) in 20118, based on the historical figures posted by the power sector through 2010.    Total Consumption (GWh)  3.000.000 2.802.237 2.500.000 2.278.419 1.999.770 2.000.000 1.717.731 1.483.947 1.500.000 1.000.000 500.000 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010                                                                   8  Available at www.epe.gov.br.  10 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Consumption is clearly rising, reaching a total of 2,802,237 GWh in 2010.    The following Graph offers a detailed view of this consumption, with the share held by each energy source  in total consumption.    Share held by Each Energy Source in Total Consumption (%)  Natural Gas 60,0 Mineral Coal 49,0 Wood 50,0 46,9 44,9 Sugar Cane 42,7 41,9 Other renewable primary 40,0 sources Coke Gas 30,0 Cooking Coal Electricity 20,0 15,4 16,6 16,5 16,3 14,7 Charcoal 10,0 Ethyl alcohol Tar 0,0 Oil products 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010     As this graph  shows, electricity has  been  the second  largest source of  energy  consumed throughout this  entire period, second only to oil products.  For example, in 2010, electricity accounted for 16.3% of total  consumption  during  the  year.    Furthermore,  the  share  held  by  this  energy  source  in  total  energy  consumption has remained reasonably steady over time.    Consequently,  as  total  consumption  has  been  rising  steadily,  and  with  the  share  held  by  electricity  remaining relatively stable, it is clear that power consumption has been rising by volume, as shown in the  following graph.          B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  11  Consumption by Each Energy Source (GWh)  Natural Gas 1.400.000 Mineral Coal Wood 1.200.000 Sugar Cane 1.000.000 Other renewable primary sources Coke Gas 800.000 Cooking Coal 600.000 Electricity 455.742 375.261 Charcoal 400.000 331.565 264.747 Ethyl alcohol 217.609 200.000 Tar Oil products 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010     More  specifically,  power  consumption  rose  from  264,747  GWh  in  1995  to  455,742  GWh  in  2010,  up  by  some 3.7% a year.    Energy  consumption  is  one  of  the  main  indicators  of  economic  development  and  the  quality  of  life  of  a  society.   It  reflects  the  pace  of  activity  for  the  industrial,  commercial  and  service  sectors,  as  well  as  the  ability of the population to acquire goods and services.    As shown by the following graph, the Brazilian economy went through a growth cycle between 1997 and  2010, reflected by the positive trend in its GDP.  During this same period, energy consumption generally  kept pace with economic growth.  It is worth stressing that the curves showing variations in the GDP and  electricity consumption moved apart during 2001, due to energy rationing in Brazil at that time.        12 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Still within this context, another important dimension is the sector composition of the consumers of this  electricity.  The following tables present a breakdown of these amounts by consumption classes.9    TOTAL CONSUMPTION (CAPTIVE + FREE) ‐ GWh    2006   2007  2008  2009  2010    Brazil    356.129  377,030  388,472  384,306    415,277   Residential    85,784  89,885  94,746  100,776    107,215    Industrial      163,180  174,369  175,834  161,799    179,478   Commercial    55,369  58,647  61,813  65,255    69,170    Rural      16,022  17,269  17,941  17,304    18,500   Government    10,648  11,178  11,585  12,176    12,817   Street Lighting    10,975  11,083  11,429  11,782    12,051   Public Services    12,164  12,441  12,853  12,898    13,589   Self‐Consumption    1,987   2,158  2,270  2,319    2,456    CAPTIVE CONSUMPTION ‐ GWh    2006   2007  2008  2009   2010    Brazil    262,616  273,441  289,210  295,295    309,962   Residential    85,784  89,885  94,746  100,776    107,215    Industrial      72,771  74,391  80,439  76,836    78,790   Commercial    54,246  57,081  60,063  63,398    66,630    Rural      16,011  17,259  17,939  17,304    18,498   Government    10,590  11,117  11,523  12,114    12,755   Street Lighting    10,975  11,083  11,429  11,782    12,051   Public Services    10,251  10,467  10,830  10,904    11,570   Self‐Consumption    1,987   2,158  2,240  2,182    2,453                                                                     9  Source: Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2011, prepared by the Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Available at www.epe.gov.br.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  13  FREE CONSUMPTION ‐ GWh     2006   2007  2008  2009   2010    Brazil    93,513  103,589  99,262  89,012    105,315   Residential    ‐     ‐    ‐    ‐     ‐       Industrial      90,409  99,978  95,395  84,963    100,688   Commercial    1,123   1,566  1,750  1,857    2,540    Rural      11   11  3  ‐     3    Government    57   60  62  62   62    Street Lighting    ‐     ‐    ‐    ‐     ‐      Public Services    1,913   1,974  2,023  1,994    2,019   Self‐Consumption    ‐     ‐    31  137   3     The captive market accounts for 75% of electricity consumed in Brazil (309,962 GWh of the total 415,277  GWh), with the main classes being residential, industrial and commercial.  In turn, free  consumers account for 25% of total  electricity  consumption,  due  mainly  to consumption by  the industrial class.  The power sector has three main segments: generation, transmission, and distribution.  For  the  power  generation  and  transmission  segments,  Brazil  has  a  core  system  that  consists  of  power  plants,  transmission  lines  and  distribution  assets:  the  National  Interconnected  System,  which  encompasses most of the Brazilian territory.    However,  due  to  the  geographical  characteristics  of  Brazil,  it  is  hard  to  lay  construction  lines  over  long  distances that would allow all parts of the country to be connected into a single system.  Thus,  in  addition  to  the  National  Interconnected  System,  Brazil  has  several  smaller  systems  that  are  not  connected to its main system, clustered mainly in Northern Brazil, known as Stand‐Alone Systems.    2.3 Generation Energy production activities – particularly power generation – entered the XXI century seeking sustainable  development,  as  a  concept  that  blends  rising  supplies  with  conscious  consumption,  environmental  protection and an enhanced quality of life.  This type of development can meet the needs of the current  generation,  without  adversely  affecting  the  capacity  to  meet  the  needs  of  future  generations.    The  challenge is to lessen environmental impacts while concomitantly underpinning economic growth, which  –  among  other  outcomes  –  fosters  the  social  inclusion  of  large  segments  of  the  population,  with  rising  incomes and more jobs.  Bringing  electricity  to  more  than  61  million  consumers  scattered  over  a  continent‐size  country  requires  massive efforts.  In 2007, Brazil reached a milestone, 100,000 megawatts (MW) in installed capacity (75%  hydro  and  25%  thermal).   However,  much  still  remains  to  be  done  in  order  to  expand  its  hydro‐based  facilities, as only 30% of this potential is currently in use.  Brazil  has  been  moving  steadily  forward  in  its  efforts  to  generate  electricity  from  renewable  sources.   In  2008, it held its first biomass auction for energy generated by burning sugarcane bagasse, and has forged  firmly ahead since then.  Energy Auction Nº 002/2011 (A‐3) organized by ANEEL, sold off 1,543.8 average  14 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   megawatts  (MWav)  from  51  power  plants:  one  hydro  (Jirau),  44  windfarms,  two  thermal  power  plants  fueled by natural gas and four driven by biomass.  Renewable sources accounted for 62% of the contracts,  compared to 32% for fossil fuels.  As set forth in the National Energy Balance for 2011 (baseline year 2010), drawn up each year by the EPE,  power  generation  in  Brazil  by  public  utilities  (87.5%)  and  self‐generators  (12.5%)  reached  509.2  TWh  in  2010, 10.0% higher than in 2009.  The main source is hydro‐based, which rose by 3.7% in 2010.  Power  generated  from  fossil  fuels  accounted  for  9.8%  of  the  total  amount  produced  by  public  utilities,  compared  to  8.9%  in  2009.    Net  imports  of  35.9  TWh,  together  with  internal  generation,  resulted  in  domestic  power  supplies  of  545.1  TWh,  8.4%  higher  than  in  2009.   The  final  consumption  level  reached  455.7  TWh,  up  7.8%  compared  to  2009.   The  following  graph  presents  Brazil’s  domestic  power  supply  structure in 2010.  Brazil  has  a  power  generation  mix  that  is  predominantly  renewable,  with  hydro‐based  generation  accounting for more than 74% of supplies.  Together with imports, which are essentially also renewable,  it may be stated that some 86% of Brazil’s power comes from renewable sources.    Domestic Power Supplies by Source – 2010    A few years ago, hydropower plants accounted for some 90% of installed capacity in Brazil.  By 2008, this  had shrunk to around 74%, due largely to the construction of power plants fueled by other sources (such  as  thermal  power  plants  burning  natural  gas  and  biomass),  built  at  a  faster  pace  than  their  hydropower  counterparts.    Total power generation over the past few years is presented in the following Table, indicating that power  generation in Brazil is sufficient to cover the demand of all of the nation’s consumers (captive and free):      B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  15  POWER GENERATION: 2006 ‐ 2010   %   Δ%  Share  (2010/09)    2006  2007  2008 2009 2010 (2010)  Brazil  419,337  445,044  463,120 462,976 509,223 10  100 Source: Statistics Yearbook – Electricity 2011 – EPE    According to the Power Generation Database – available on the ANEEL website, accessed on May 18,  2012 – Brazil has 2,626 power generation enterprises in commercial operations, with a total of almost  118,000 MW of installed capacity.    Enterprises in Operation Granted  Inspected  Type  Quantity  Capacity  Capacity  %  (kW)  (kW)  CGH (Mini Hydro‐power  380 226,706 224,886  0.19  Plant)  EOL (Wind farm )  75 1,615,338 1,519,042  1.29  PCH (Small Hydro‐power  429 4,085,191 3,991,785  3.38  Plant)  UFV (Photovoltaic Power  8 5,494 1,494  0  Plant)  UHE (Hydro‐power Plant)  182 81,953,081 78,530,049  66.59  UTE (Thermal Power Plant)  1,550 33,018,133 31,656,798  26.84  UTN (Nuclear Power Plant)  2 1,990.000 2,007.000  1.7  Total  2,626 122,893,943 117,931,054  100  The percentage values refer to inspected capacity.  Granted capacity is the same as the  values used in the Concessions.  The inspected capacity is equal to that taken into  consideration as from the entry into commercial operation of the first power generation  units.      A  further  27,000  MW  of  installed  capacity  represents  the  number  of  enterprises  under  construction  in Brazil.      16 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Enterprises under Construction  Granted  Type  Quantity  %  Capacity (kW)  Mini Hydro‐power Plant  1 848  0 Wind farm  57 1,467,090  5.39 Small Hydro‐power Plant   56 623,277  2.29 Hydro‐power Plant  11 18,252,400  67.08 Thermal Power Plant  44 5,514,419  20.27   Nuclear Power Plant   1 1,350.000  4.96   Total 170 27,208,034  100   Finally,  an  amount  of  20,000  MW  was  awarded  between  1998  and  2012  to  enterprises  where  construction  had  not  yet  begun.   Most  of  them  were  tendered  out  against  the  highest  payment  for  the Use of a Public Asset (UBP)10, have not yet obtained environmental licensing as required to start  up construction.    Enterprises Awarded Concessions, 1998  2012  (Construction Not Yet Begun) Awarded  Type  Quantity  %  Capacity (Kw)  Mini Hydro‐Power Plant  61 40,698  0.19 Wave Power Plant  1 50  0 Wind Farm  200 5,698,190  27.23 Small Hydro‐Power Plant   130 1,815,400  8.68 Hydro‐Power Plant  11 2,179,042  10.41 Thermal Power Plant   148 11,189,351  53.48 Total 551 20,922,731  100   It is quite clear that Brazil is in a position to attain diversification while maintaining its clean energy matrix.   The  initiatives  adopted  by  its  Government  include  solutions  designed  to  boost  process  efficiency  while                                                               10  With the introduction of the New Model for Brazil’s Power Sector, there was an alteration in the concession system for new hydropower plants,  shifting from the highest payment for the use of a public asset to the lowest sales tariff for the regulated market.    B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  17  also cutting the costs of renewable sources, such as  wind, solar, and biomass, among others, in order to  make them commercially feasible.    As an example, in April 2012, ANEEL published a Normative Resolution that granted a discount of 80% on  the Transmission and Distribution System Usage Fees (TUST/TUSD) for solar power plants, whose capacity  injected  into  the  transmission  or  distribution  systems  is  less  than  or  equal  to  30  MW,  falling  due  on  the  production and consumption of electricity sold by these plants.    The  main  stumbling  blocks  hampering  the  expansion  of  the  hydro‐based  segment  in  Brazil  are  environmental  and  legal  in  nature.   Most  of  the  delays  in  projects  that  are  behind  schedule  are  due  to  difficulties in obtaining environmental licenses, caused by lawsuits, actions and injunctions.  Their  opponents  claim  that  these  projects    principally  in  the  Amazon  region    will  adversely  affect  the  lives  of  local  communities,  as  well  as  local  plants  and  wildlife,  by  interfering  in  natural  river  flows  and  water  volumes.    However,  new  power  plants  with  minimal  social  and  environmental  impacts  must  be  built, in order to produce sufficient power to support economic growth and job creation.  Due  to  difficulties  in  acceptance  among  local  communities  and  pressures  from  organized  groups  –  particularly  environmentalist  non‐governmental  organizations  (NGOs)  –  entrepreneurs  have  been  allocating funds for project impact mitigation at the environmental and social levels.  Implementing these  projects  in  sustainable  ways,  pursuing  profits  while  simultaneously  offsetting  the  social  and  environmental  impacts  caused  by  these  power  plants  –  is  a  trend  in  the  construction  of  hydro‐power  plants.    2.4 Transmission Power  transmission  utilities  are  in  charge  of  the  deployment  and  operation  of  the  network  connecting  generation  plants  to  the  facilities  of  the  distribution  companies  located  close  to  consumption  centers.   These  enterprises  are  awarded  concessions  for  rendering  these  services  through  public  auctions  run  by  ANEEL.   The  concessions  for  rendering  public  transmission  utility  services  are  valid  for  thirty  years,  and  may be extended for similar lengths of time.  The  revenue  received  by  the  transmission  utilities  for  making  the  transmission  system  available  to  the  National  System  Operator  (ONS)  and  rendering  transmission  services  to  users  is  called  the  Permitted  Annual Revenue (RAP).  For transmission utilities submitting winning bids, the value of this amount is obtained as the outcome of  the  transmission  auction.   This  amount  is  paid  to  the  transmission  facilities  as  from  the  time  that  their  facilities enter into commercial operation, subject to review every five years, as set forth in the concession  agreements.  Furthermore, the RAPs paid to the transmission utilities are adjusted annually for inflation.  The transmission segment in Brazil consists of more than 98,000 kilometers of transmission lines.    The  following  table  shows  the  expansion  of  Brazil’s  transmission  network  between  2006  and  2010,  by  voltage level.11                                                                   11  Source: Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2011, prepared by the Empresa de Pesquisa Energética – EPE, Available at www.epe.gov.br.  18 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Brazil’s Transmission Network (km)     2006  2007 2008 2009 2010  230 kV   36,342   37,155  37,710  41,503   43,251   345 kV   9,579   9,772  9,772  9,784   10,060   440 kV   6,671   6,671  6,671  6,671   6,671   500 kV   29,341   29,392  31,868  33,212   34,372   600 kV    1,612   1,612  1,612  1,612   1,612   750 kV   2,683   2,683  2,683  2,683   2,683   TOTAL   86,229   87,286  90,316  95,465   98,648     Brazil’s transmission network has been expanding over the years, rising from 86,200 km in 2006 to 98,600  km in 2010 (up by 14%).  Furthermore, most of this network consists of 230 kV and 500 kV power lines.  This  vast  transmission  network  is  due  to  the  configuration  of  the  generation  segment,  which  consists  mainly of hydropower plants located in places remote from consumption centers.    As already mentioned, the main characteristic of this segment is its division into two major sections: the  National  Interconnected  System,  which  encompasses  almost  the  whole  of  Brazil,  and  the  Stand‐Alone  Systems,  which  are  installed  mainly  in  the  North.   However,  it  must  be  stressed  that  the  trend  is  for  the  Stand‐Alone Systems to be gradually integrated with the National Interconnected System, over time.    The  following  tables  present  the  expansion  in  the  transformation  capacity,  the  number  of  transformers  and the number of modules in Brazil’s transmission segment.  12    Transformation Capacity (MVA) Companies  2002  2003 2004 2005 2006 2007  2008 CEEE   6,793    6,993  6,993  6,993  7,068   7,093   7,525  CEMIG   14,419    14,419  14,644  14,644  14,644   14,644   14,644  CHESF   27,589    27,889  28,289  29,089  30,339   30,899   32,149  COPEL   17,993    18,343  18,343  19,068  19,818   20,268   20,758  CTEEP   44,326    45,759  46,509  46,509  49,203   51,887   53,225  ELETRONORTE   14,016    14,316  14,409  14,409  14,409   15,249   16,089  ELETROSUL   16,008    17,576  17,800  18,070  20,848   22,438   23,560  FURNAS   47,652    50,087  50,087  53,020  55,030   56,530   56,530  TOTAL  188,795    195,381  197,073  201,801  211,358   219,008    224,481                                                                   12  Source: Nota Técnica 396/2009 ‐ SRE/ANEEL.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  19  Number of Transformers Companies  2002  2003 2004 2005 2006 2007  2008 CEEE   165   169  169  169  171   172   178  CEMIG   123   123  126  126  126   126   126  CHESF   372   375  379  383  391   398   411  COPEL   287   290  290  295  299   302   305  CTEEP   555   565  568  568  596   626   649  ELETRONORTE   154   158  161  161  161   172   182  ELETROSUL   122   129  130  135  149   162   169  FURNAS   310   319  319  336  345   346   346  TOTAL   2,088    2,128  2,142  2,173  2,238   2,304   2,366    Number of Modules  Companies  2002  2003 2004 2005 2006 2007  2008 CEEE   901   914  915  922  939   950   966  CEMIG   507   512  525  529  541   544   573  CHESF   1,605    1,653  1,678  1,702  1,746   1,773   1,813  COPEL   1,064    1,075  1,076  1,088  1,103   1,118   1,129  CTEEP   1,913    1,936  1,959  1,972  2,070   2,144   2,204  ELETRONORTE   557   570  578  582  591   606   635  ELETROSUL   452   470  491  528  559   582   643  FURNAS   710   724  726  759  779   787   801  TOTAL   7,709    7,854  7,948  8,082  8,328   8,504   8,764    2.5 Distribution The electricity distributors handle consumer services and connections.    Brazil’s electricity distribution market consists of 63 private and State‐owned utilities servicing more than  64 million consumer units all over the country.  The rights and obligations of these companies are established in the concession agreements signed with  the  Brazilian  Government  for  the  provision  of  public  utility  services  in  their  concession  areas  –  the  geographical territory in which each of them holds a monopoly on electricity supplies.    The following table shows the expansion in the number of consumer units and the extent of the electricity  distribution network in Brazil.  13                                                                 13  Source: Banco de dados, 3o ciclo de revisões tarifarias periódicas das distribuidoras de energia elétrica, Available at www.aneel.gov.br.  20 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s      2003  2004 2005 2006 2007 2008  2009 Distribution   2,164,217    2,273,933   2,394,751   2,515,749   2,693,986    2,853,031   2,968,451  network (km)  Number of      consumer units  52,725,409   54,249,430  55,962,722  57,969,181  60,104,401   62,471,071  64,613,952    Brazil’s  electricity  distribution  network  soared  from  2,164,217  km  in  2003  to  2,968,451  km  in  2009,  reflecting average growth of around 5.4% per year.  In  turn,  consumer  units  rose  from  around  52.7  million  in  2003  to  64.6  million  in  2009  (average  annual  growth of 3.4%).  The  following  table  presents  the  expansion  of  the  electricity  distribution  segment  market,  divided  into  High Voltage – HV, Medium Voltage – MV,  and Low Voltage – LV14,15:    Distribution Market  2003  2004  2005  2006  2007  2008  (MWh)  High Voltage – HV   68,955,438   75,981,477  73,941,400  75,660,289    77,293,059  79,069,576  Medium Voltage – MV    85,563,189   90,988,992  95,303,466  98,164,882    104,223,997  108,398,582  Low Voltage – LV   129,845,721   132,822,086  139,563,727  144,509,775    152,669,800  160,358,573  Total Market   284,364,348   299,792,555  308,808,593  318,334,946    334,186,856  347,826,732    It is apparent that Brazil’s electricity distribution segment has kept pace with the steady expansion of its  market, reflected in growth of around 4.1% a year.  In  addition  to  providing  services  to  end  consumers,  distributors  must  also  implement  special  programs,  such  as  ensuring  social  inclusion  for  the  poorest  segments  of  the  population  through  formal  access  to  electricity networks. The monthly bills for electricity are then used also as proof of residence.    These  programs  include  the  Low  Income  Tariff  (with  special  rates  for  consumers  complying  with  certain  consumption  and  income  characteristics),  the  Light  for  All  Program  (ensuring  universal  access  to  electricity), as well as measures against clandestine connections (informal hook‐ups allowing illegal access  to electricity without paying the corresponding bills).  Additionally, the distributors are in charge of implementing energy efficiency projects and R&D activities.    2.6 Free Trading The  New  Model  for  Brazil’s  Power  Sector  establishes  that  electricity  is  traded  in  two  distinct  market  environments: the Regulated Trading Floor (ACR) and the Free Trading Floor (ACL).                                                               14 According to Distribution Procedures:    LV: <2 kV   MV: between 2 kV and 34,5 kV  HV: Superior to 34,5 kV  15  Source: Banco de dados, 3o ciclo de revisões tarifarias periódicas das distribuidoras de energia elétrica, Available at www.aneel.gov.br.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  21  Deals  on  the  Regulated  Trading  Floor  are  formally  closed  through  regulated  bilateral  contracts,  called  Electricity  Trading  Agreements  on  the  Regulated  Floor  (CCEAR),  signed  by  seller  agents  (traders,  generators, independent power producers or self‐generators) and buyers (distributors) taking part in the  electricity auctions.  On  the  Free  Trading  Floor,  trading  takes  place  freely  among  the  generator  agents,  the  traders,  the  free  consumers  and  the  electricity  importers  and  exporters.    In  this  setting,  they  are  free  to  establish  the  delivery conditions as well as the purchase and sale volumes and the respective electricity prices, with the  agreements being firmed up through bilateral contracts.  At the moment, the conditions for an electricity consumer to become free are:16    Minimum  Consumer Connection Date  Supply Voltage  Demand   After July 8, 1995  Any voltage  3 MW  Before July 8, 1995  69 kV  3 MW    In  turn,  the  generation  agents  (public  power  generation  utilities,  independent  power  producers,  or  self‐ generators), as well as the traders, may sell electricity in both segments.  However, all contracts, whether  closed on the Regulated or Free Trading Floors, must  be registered with  the Electricity Trading Chamber  (CCEE).  The  following  graph  presents  the  rise  in  electricity  volumes  sold  through  contracts  in  this  Chamber.17  It  must  be  stressed  that  the  amounts  for  2000  cover  only  the  period  between  September  and  December,  after the start‐up of the Wholesale Energy Market.                                                               16   Since  1998,  as  regulated  by  Law  Nº  9,427/1996,  consumers  with  minimum  demands  of  500  kW  serviced  at  any  supply  voltage,  also  have  the  right  to  purchase  electricity  from  any  supplier,  provided  that  the  supplied  electricity  is  generated  by  small  hydropower  plants  or  alternative  sources (wind, biomass or solar).  17  Relatório CCEE de Informações ao Público, Análise Anual – 2011.  Available at: http://www.ccee.org.br.  22 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s     The total amount of energy traded through contracts reached 76,756 MWav in 2011, up 7.5% over sales  in 2010, of 71,402 MWav.  The amount covered by bilateral contracts (dark blue), rose 9.3%, from 36,994  MWav in 2010 to 40,451 MWav in 2011.    Furthermore, the bilateral contracts account for 52.7% of the total amounts contracted in 2011, as shown  in the following chart:    The following graph presents the consumption associated with the Free (ACL) and Regulated (ACR) Trading  Floors  in  2011,  as  well  as  the  percentage  share  of  consumption  on  the  Free  Trading  Floor  of  the  total  consumption  of  the  National  Interconnected  System.    The  values  presented  do  not  include  in‐house  consumption by power plants.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  23    80.000 30,0% 27,8% 27,9% 27,3% 26,7% 26,7% 26,0% 26,3% 26,2% 25,6% 70.000 24,9% 24,7% 25,0% 25,0% 60.000 20,0% 50.000 40.000 15,0% 44.301 42.200 40.078 41.698 41.761 41.655 41.938 42.747 42.229 41.511 40.291 39.727 30.000 10,0% 20.000 5,0% 10.000 14.003 14.516 14.536 14.597 14.701 15.320 15.497 15.676 15.244 14.839 14.884 14.258 0 0,0% jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 ACL (Mwmed) ACR (MWmed) % ACL     The consumption value for the Free Trading Floor corresponded to 26.3% of total consumption in 2011.  The consumption of agents on the Free Trading Floor is set forth in detail by class, in the following graph  (MWav):    11.335 3.542 12.948 40.822 Self‐producer Free Consumer Special Consumer Generator Exporta on 109.420   Consequently,  the  free  consumer  is  the  main  consumption  agent  on  the  Free  Trading  Floor,  accounting  for  61.4%  of  total  consumption  (109,420  MWav  of  the  total  amount  of  178,067  MWav).   Second  comes  the self‐producer, accounting for 22.9% of total consumption (40,822 MWav out of 178,067 MWav).    24 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   3. CURRENT INSTITUTIONAL ARRANGEMENTS The  Brazilian  power  sector  encompasses  a  large  cluster  of  institutional  agents,  all  with  duties,  responsibilities,  skills  and  competences  defined  in  ways  that  underpin  the  feasibility  of  the  correct  functioning  of  this  sector,  constantly  pursuing  fair  tariffs,  secure  supplies  and  universal  access  to  electricity.    3.1 Policy Preparation In  the  institutional  arrangements  in  place  for  Brazil’s  power  sector,  there  is  a  sharing  of  duties  and  responsibilities, in terms of the preparation and implementation of energy policies, between the National  Energy Policy Council (CNPE) and the Ministry of Mines and Energy (MME), with the Government activities  performed by these entities playing a key role in these arrangements.    This Council was established by Federal Law Nº 9,478/1997 as an interministerial advisory entity linked to  the President’s office, whose main duty is to draft national policies and suggest specific steps intended to  ensure the rational use of Brazil’s energy resources, in order to respond fully to nationwide demands.  It  is  backed  by  the  technical  support  of  the  regulatory  entities  in  this  sector,  with  a  plenary  consisting  of  representatives  of  a  wide  variety  of  Ministries,  in  addition  to  representatives  of  civil  society,  academia,  the States and the Federal District among others.    The entity in charge of conducting energy policies in Brazil is the Ministry of Mines and Energy (MME).  Its  responsibilities  include  the  preparation  and  implementation  of  energy  sector  policies,  based  on  the  assumptions proposed by the CNPE.  This Ministry was established in 1960 by Federal Law Nº 3,782/1960,  and re‐established by Law Nº 8,422/1992 after its duties and responsibilities had been transferred to the  now‐defunct Ministry of Infrastructure in 1990.  Its duties and responsibilities are, specifically:    Develop plans for Brazil’s energy sector, supported by the Energy Research Enterprise (EPE),  which will be addressed below;   Monitor the security of supplies by the Brazilian power sector; and   Define  preventive  actions  for  restoring  supply  security,  evening  out  imbalances  between  energy supply and demand.    Furthermore,  Eletrobras  and  Petrobras  are  both  linked  to  this  Ministry,  both  being  mixed  ownership  enterprises, in addition to the Energy Research Enterprise (EPE), the Power Sector Regulator (ANEEL), the  Oil, Gas and Biofuels Industry Regulator (ANP) and the National Mineral Production Department (DNPM).   In turn, Eletrobras controls several enterprises in the Brazilian power sector, particularly in the Generation  and Distribution segments.    3.2 Sector Planning The  responsibility  for  planning  of  Brazil’s  power  sector  belongs  to  the  Ministry  of  Mines  and  Energy  (MME),  supported  by  data  and  other  required  information  supplied  by  other  related  entities.   Through  this approach, the activities involved in sector planning are based on information provided by:   3.2.1  EPE – Energy Research Enterprise   Established by Federal Law Nº 10,847/2004 and set  up through Decree  Nº 5,184/2004, this Enterprise is  a public company linked to the Ministry of Mines and Energy (MME) which renders services in the research  area involving energy matters in Brazil, such as electricity, natural gas, oil and oil products, in addition to  coal, renewable energy sources and energy efficiency, among others, in order to provide input for sector  planning through long term studies focused on national energy resources.    B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  25  Among  its  duties  and  responsibilities  are  those  required  to  take  part  in  the  New  Energy  Auctions,  which  are essential for the current model for the Brazilian power sector: 18   Identifying and quantifying energy resource potential;   Conducting  studies  in  order  to  determine  the  best  possible  use  of  hydro‐power  potential  and  possible sites;    Obtaining  prior  environmental  licenses  and  declarations  of  hydro‐availability  required  to  tender  out hydro‐based generation enterprises;   Handle the technical qualification of enterprises taking part in the energy auctions conducted by  ANEEL.    The documents resulting from its activities are listed below:19   Ten‐Year  Energy  Plan  (PDE):  drawn  up  for  a  period  of  ten  years,  adjusted  annually  for  the  subsequent ten‐year period, with macro planning for the exploitation and development of Brazil’s  energy  resources,  planning  the  expansion  of  the  infrastructure  needed  to  meet  the  nationwide  energy demand, and evaluating the growth of demand for fuel and electricity in the country.     National  Energy  Plan  (PNE):  using  the  data  gathered  together  in  the  Ten‐Year  Energy  Plans,  the  objective  of  this  plan  is  to  assist  the  formulation  of  the  supply  expansion  strategy  for  cost‐ effective,  sustainable  energy  from  a  long  term  standpoint,  involving  issues  related  to  electricity  and other energy sources, namely oil, natural gas and biomass.     National  Energy  Balance  (BEN):  this  is  the  most  traditional  of  Brazil’s  energy  sector  documents,  presenting all the accounting data for energy supply and consumption in Brazil. The document is  prepared and published annually.     Transmission Expansion Program (PET): prepared on the basis of studies conducted by the Energy  Research Enterprise (EPE), together with the utilities, through the Regional Transmission Studies  Groups.   The  transmission  facilities  required  for  the  expansion  of  the  Basic  Grid  are  intended  to  ensure the conditions needed to service markets and underpin power exchanges among regions,  with these transmission facilities included in the plan.  Drawn up on a four‐year basis, it is updated  annually for the subsequent four years.    3.2.2  National System Operator (ONS)20  Established  specifically  to  operate  the  generation  and  transmission  facilities  of  the  Brazilian  Power  System,  as  optimally  and  economically  as  possible,  as  will  be  detailed  in  section  3.4,  ONS  is  also  responsible for pinpointing the short‐term expansions and reinforcements required to ensure the security  and adequate performance of the Basic Grid.    For  every  two‐year  period  and  updated  annually,  ONS  presents  the  Plan  of  Expansions  and  Reinforcements  (PAR),  prepared  with  input  from  agents  throughout  the  sector,  taking  into  account  proposed  new  development  projects  and  applications  for  access  among  other  information,  aiming  to  ensure open access to the National Interconnected System for any interested agent.    Based  on  this  information,  the  Grantor  Authority  can  carry  out  the  planning  for  Brazil’s  power  sector,  in  terms  of  transmission  and  generation  activities,  by  dovetailing  the  needs  indicated  in  the  studies  presented by the EPE and the ONS.                                                                 18  Power Sector Reform in Brazil – Maurício Tolmasquim  19  www.epe.gov.br  20  www.ons.org.br  26 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   3.3 Regulation and Oversight Brazil’s  power  sector  regulator  (ANEEL)  was  established  by  Federal  Law  Nº  9,427  promulgated  on  December 26, 1996, linked21 to the Ministry of Mines and Energy.  Its main duties and responsibilities are:    Regulating  and  overseeing  power  generation,  transmission,  distribution  and  trading  activities,  responding  to  claims  and  complaints  from  agents  and  consumers  while  maintaining  an  even  balance among the parties, to the benefit of society;   Mediating conflicts of interest among power sector agents, and between them and consumers;   Granting of concessions, permits, and authorizations for electricity‐related facilities and services;   Ensuring fair tariffs;   Striving to ensure good quality services;   Requiring investments;   Encouraging competition among operators; and    Ensuring universal access to services.    In  order  to  perform  these  functions,  this  Regulator  is  granted  management  autonomy,  and  its  decisions  are  independent,  with  no  administrative  recource  given  to  the  Ministry  of  Mines  and  Energy22.  Its  five  supervisory board members are choosen by the President and approved by the Brazilian Senate for a fixed  non‐coincident four year term, allowing for one reconduction23.  It  was  set  up  to  replace  the  National  Waters  and  Electricity  Department  (DNAEE),  as  part  of  the  re‐ organization implemented through the Brazilian Power Sector Restructuring Project in 1997.    3.4 Operations The model resulting from this Restructuring Project included a proposal to set up an Independent System  Operator, as an entity whose role would be similar to that of the Interconnected Operations Coordination  Group (GCOI).24 With the main purpose of fostering the decentralization of ownership of generation and  transmission assets, this entity would be structured as an independent, non‐profit organization, operating  under  the  supervision  of  ANEEL  with  governance  that  would  encompass  all  five  classes  of  agents  in  the  power sector: generation, transmission and distribution utilities, free consumers and the public sector.    As  a  result,  the  National  System  Operator  (ONS)  was  set  up  through  Federal  Law  Nº  9,648/1998,  as  a  corporate  entity  established  under  private  law  that  is  in  charge  of  the  coordination  and  control  of  generation  and  transmission  operations  within  the  National  Interconnected  System.    Its  duties  and  responsibilities include:    Programming  and  scheduling  the  operations  and  centralized  dispatch  of  generation  facilities,  in  order to optimize the operation of the interconnected power systems;   Supervision and coordination of power system operating centers;   Supervision  and  control  of  the  operation  of  Brazil’s  interconnected  power  system,  as  well  as  international connections;                                                               21  Aneel is part of the MME organizational structure, although there is no subordination to MME in therms of technical or administrative decision.  The role of MME is to establish the political guidelines for the regulator  22  Power Sector Reform in Brazil – Maurício Tolmasquim  23   Aneel  has  five  members  in  its  board,  needing  the  vote  of  at  least  three  of  them  to  make  a  decision  regarding  regulatory  and  administrative  issues.  Each  member  of  the  board  has  a  four  years  term,  which  are  non‐coincident  because  they  are  appointed  in  different  years.  Besides,  the  possibility of reconduction means that the Regulators can be chosen two times in a row, at most.   24  Power Sector Reform in Brazil – Maurício Tolmasquim  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  27   Contracting  and  management  of  transmission  services  and  the  respective  access  conditions,  in  addition to ancillary services (in charge of ensuring security and quality for transmission services,  such as frequency regulation and offsetting losses, among others);    Proposing expansions of the Basic Grid facilities to the Grantor Authority as well as strengthening  the  current  systems,  to  be  taken  into  consideration  when  planning  the  expansion  of  the  transmission system; and   Proposing  operating  rules  for  the  transmission  facilities  in  the  Basic  Grid  of  the  National  Interconnected System, to be approved by ANEEL.    It must be stressed that the operating decisions are taken by the ONS, together with other agents in this  sector, at regular meetings where all agents are guaranteed representation.    Furthermore,  in  order  to  ensure  the  continuity  and  security  of  electricity  supply  nationwide,  the  operations  of  the  National  Interconnected  System  are  overseen  and  assessed  by  the  Power  Sector  Monitoring Committee (CMSE) which is an entity set up under the auspices of the Ministry of Mines and  Energy through Federal Law Nº 10,848/2004, under its direct coordination.  Its duties and responsibilities  include:   Identifying  difficulties  and  stumbling  blocks  adversely  affecting  the  regularity  and  security  of  power  supply  and  keeping  pace  with  the  expansion  of  demand  for  electricity,  natural  gas  and  related products;   Draw  up  proposals  for  adjustments,  solutions  and  recommendations  for  preventive  or  remedial  actions when situations are noted;    Conduct regular integrated analyses of supply security and services for the electricity, natural gas,  oil and oil products markets; and    Establish the merit order of dispatch for the power plants in the National Interconnected System.    As a result, decisions taken by this Committee may alter the operations planning followed by the  ONS, in order to make the best possible use of the energy sources in the National Interconnected  System, particularly with regard to Brazil’s hydropower segments, which is strongly characterized  by government activities.    3.5 Electricity Consumption Market 3.5.1  Electricity Trading Chamber (CCEE)  During  the  first  wave  of  reforms  that  restructured  Brazil’s  power  sector,  which  took  place  in  the  mid‐ 1990s, the Wholesale Electricity Market (MAE) was set up.  With no legal status, this entity handled power  purchase  and  sale  transactions.    However,  the  intended  self‐regulating  model  did  not  succeed,  as  this  market was unable to handle the settlement of trades on the spot market.    Due to several difficulties, the New  Model for this sector that was introduced in 2004 established a new  entity in charge of ensuring the feasibility of electricity trading for the National Interconnected System in  both of the two newly‐created contracting environments: the Regulated Trading Floor (ACR) and the Free  Trading Floor (ACL).  This entity is the Electricity Trading Chamber (CCEE) established through Federal Law  Nº 10,848/2004 as a non‐profit corporate entity under private law, regulated and inspected by ANEEL.    Its obligations include:25                                                                25  www.ccee.org.br  28 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s    Keeping records of all contracts closed on the Regulated Trading Floor and the Free Trading Floor;   Promoting  the  metering  and  recording  of  the  generation  and  consumption  data  for  all  CCEE  Agents;   Calculating the Differences Settlement Price (PLD) for the Spot Market, by submarket;   Handling  the  Accounting  system  for  the  amounts  of  electricity  traded  on  the  Spot  Market  and  through Financial Settlements;   Investigating  non‐compliance  with  electricity  trading  limits  and  other  offenses,  and,  when  applicable,  as  delegated  by  ANEEL,  impose  the  respective  penalties,  in  compliance  with  the  Trading Agreement;   Calculating  the  amounts  and  take  the  steps  needed  for  the  deposit,  custody  and  execution  of  Financial Guarantees put up to cover Financial Settlements on the Spot Market, as set forth in the  Sales Agreement;   Organizing power purchase and sale auctions, as delegated by ANEEL;   Undertaking  the  monitoring  of  the  actions  performed  by  the  Agents  under  the  auspices  of  the  Electricity Trading Chamber (CCEE), in order to ascertain their compliance with the Trading Rules  and Procedures, as well as other regulatory provisions, as defined by ANEEL;   Performing  other  activities  as  specifically  ordered  by  ANEEL,  the  Shareholders’  General  Meeting  or legal requirements, as set forth in Article 3 of the Electricity Trading Chamber (CCEE) By‐Laws.   3.5.2  Electricity Trading Floors in Brazil  The  reforms  implemented  in  the  Brazilian  power  sector  established  different  contracting  systems,  according to the level of competition desired among the agents.    Regulated Trading Floor (ACR)  In  order  to  service  regulated  consumers  that  do  not  meet  the  requirements  for  free  consumers  26  or  do  not  exercise  their  migration  rights,  distribution  utilities  must  purchase  electricity  at  the  generation  auctions,  offering  “New  Energy”  (from  enterprises  that  have  not  yet  started  up  operations)  or  “Old  Energy” (from generation enteprises already in operation).  At these auctions, the generators compete to  offer  energy  at  the  lowest  tariffs  to  the  distributors,  firmed  up  through  long‐term  agreements.    This  environment  is  known  as  the  Regulated  Trading  Floor,  with  Brazilian  law  requiring  that  the  distributors  contract 100% of their five years forecasted requirements, in addition to having regulated tariffs.    In this context, as the outcome of the new or old Energy Auctions, Regulated Power Purchase Agreements  (CCEARs)  are  signed  by  the  generation  and  distribution  utilities,  with  compliance  closely  monitored  by  ANEEL.    Free Trading Floor (ACL)  Established  by  Federal  Law  Nº  9,074/1995,  the  categories  of  the  Free  Consumer  and  Special  Consumer  represent  consumers  that,  complying  with  specific  criteria  and  opting  for  the  free  contracting  regimen,  may  choose  their  energy  supplier  from  among  the  available  generators  and  traders.    This  type  of  transaction takes place on the Free Trading Floor, with bilateral contracts signed between consumers and  electricity suppliers and with financial settlement through the CCEE.    Similar  to  its  Regulated  counterpart,  consumers  purchasing  on  the  Free  Trading  Floor  also  have  a  legal  obligation  to  keep  100%  of  their  load  provided  through  supply  contracts,  under  threat  of  penalties                                                               26  Established in Articles 15 and 16 of Federal Law Nº 9,074/1995  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  29  imposed for failing to service their entire load, although at non‐regulated prices, encouraging competition  in the generation and trading segments.    The reference price for trading on these floors, particularly deals closed to make up for differences arising  from  the  contracts  (known  as  the  “Spot  Market”),  is  the  Differences  Settlement  Price  (PLD).   Calculated  each week on the basis of the Marginal Operating Cost, which is the cost of adding one MWh of generation  to  the  National  Interconnected  System,  this  is  determined  by  the  CCEE,  underpinned  by  technical  data  supplied through computer projections and historical databases maintained by the ONS.      Institutional Structure – Brazil’s Power Sector27  Brazil’s  Policies  President  National  Congress  CNPE/MME  Regulation  and  Oversight  ANEEL  Market  G T D T CCEE  ONS  Institutional  Agents EPE  Eletrobras  Utilities    3.6 Charges and Taxes The  sector  charges  are  costs  added  over  the  value  of  the  electricity  tariff  to  subsidize  the  development  and financing of programs related to the power sector, defined by the Federal Government.  Their  annual  values  are  established  through  Resolutions  and  Orders  issued  by  ANEEL.    In  turn,  the  concessionaires must pay in the amounts collected from consumers through the electricity tariffs.                                                                 27  Atlas de Energia Elétrica do Brasil 3ª Edição – ANEEL 2008  30 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The  tariff  established  by  ANEEL  for  the  distribution  concessionaires  encompasses  the  following  sector  charges:  a. Global  Reversion  Reserve  (RGR):  Charge  introduced  by  Decree  Nº  41,019/1957,  with  its  duration  extended  through  2035  by  Law  Nº  12,431/2011.
This  is  an  annual  amount  established by ANEEL, paid monthly at a twelfth of its overall value by the concessionaires, in  order to  provide funds for  the reversion and / or nationalization of public power services, in  addition  to  financing  the  expansion  and  improvement  of  these  services.   Its  annual  value  is  equivalent  to  2.5%  of  the  investments  allocated  by  the  concessionaire  to  assets  related  to  rendering electricity services, and limited to 3.0% of its annual revenues.  Its administration is  assigned to Eletrobras.  b.  Fuel  Consumption  Account  (CCC):
Established  by  Law  Nº  5,899/1973,  this  Account  is  intended  to  apportion  out  the  costs  incurred  for  fuel  burned  to  generate  thermal  power  in  the  Stand‐Alone  Systems.    The  CCC  values  are  established  each  year  by  ANEEL  for  each  distribution  utility,  based  on  its  market,  and  may  vary  according  to  the  need  to  make  use  of  the thermal power plants.  This charge is paid monthly by all agents selling electricity to final  consumers.  c.  Electricity Services Inspection Fee (TFSEE):
Introduced by Law Nº 9,427/1996 and regulated  by  Decree  No  2,410/1997,  this  fee  is  established  each  year  by  ANEEL,  in  order  to  fund  the  operation of this Regulator.  It is equivalent to 0.5% of the annual economic profit posted by  the  concessionaire,  permit  holder  or  authorizee  of  public  power  utility  services.   The  fee  is  paid monthly at one twelfth of its annual value, with its administration assigned to ANEEL.  d. Alternative  Electricity  Sources  Incentive  Program  (PROINFA):
Introduced  by  Law  Nº  10,438/2002  and  regulated  by  Decree  No  5,025/2004,  its  purpose  is  to  step  up  the  participation  of alternative energy sources (wind,  biomass and small hydropower plants) for  power generation in Brazil.  Each year, ANEEL publishes the annual energy fees and defrayal  amounts  to  be  paid  in  twelve  monthly  installments,  by  all  the  agents  in  the  National  Interconnected  System  that  sell  electricity  to  end  consumers  or  that  pay  for  the  use  of  the  distribution  networks.   These  fees  are  calculated  on  the  basis  of  the  generation  forecasts  of  the power plants included in this Program and the associated costs presented in the Specific  Annual Plan drawn up by Eletrobras, which also handles its administration.  e. Energy Development Account (CDE):
Introduced by Law Nº 10,438/2002, in order to provide  funds for: (i) the energy development of the States; (ii) ensuring a keen competitive edge for  energy generated from alternative sources such as wind, small hydro‐power plants, biomass,  natural gas, and coal in the areas served by the interconnected electricity systems; (iii) foster  universal  access  to  electricity  services  nationwide;  and  (iv)  ensure  raising  sufficient  funds  to  finance the subsidies that may be required for fair electricity tariffs charged to end consumers  in the Low Income Residential Sub‐Class.
These funds come from: (i) annual fees for the Use  of  Public  Assets  (UBP);  (ii)  fines  imposed  by  ANEEL;  and  (iii)  annual  fees  paid  in  by  all  agents  selling electricity to end consumers.  The management of CDE is a responsibility of MME and  Eletrobras.  f. Financial  Compensation  for  the  Use  of  Hydro  Resources  (CFURH):
Introduced  by  Law  Nº  7,990/1989, this fee is intended to compensate the Federal Government, the States and the  Municipalities affected by water use and the loss of productive land caused by flooding areas  required to form the reservoirs needed by hydro‐power plants.  Of the amounts paid in each  month  as  financial  compensation,  45%  is  allocated  to  the  States,  45%  to  the  Municipalities,  3% to the Ministry of the Environment (MMA), 3% to the Ministry of Mines and Energy (MME),  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  31  and 4% to the Ministry of Science, Technology and Innovation (MCTI).
The collection of these  amounts is handled by ANEEL.  g. Research and Development (R&D) and Energy Efficiency: Introduced by Law Nº 9,991/2000,  this  initiative  is  intended  to  encourage  scientific  and  technological  research  related  to  the  power  sector.   Concessionaires  and  permit  holders  engaged  in  public  electricity  distribution  services must allocate a percentage of their net operating revenues each year to research and  development  of  power  sector  and  energy  efficiency  programs  for  both  supply  and  demand.   The MCTI, the MME, the ANEEL, and the agents themselves administer this fund.  h. National System Operator (ONS):
 In addition to fees charged for use of  the facilities in  the  Basic Grid, the distributors pay monthly amounts that defray the costs of the activities of the  ONS (Law No 9,648/1998).  The National System Operator has the mission of coordinating and  controlling the operations of the interconnected electricity systems, as well as administering  and coordinating the electricity transmission services rendered.  Each year, the ONS submits  its  budget  to  ANEEL  for  approval,  together  with  the  amounts  of  the  monthly  contributions  paid in by the system members.  Its administration is handled by the ONS.  i. Energy Reserve Charge (EER): Introduced by Law Nº 10,848/2004, in order to cover the costs  arising from contracting reserve energy, including overhead, financial costs, and taxes.  These  amounts  are  allocated  among  the  end  users  of  electricity  supplied  through  the  National  Interconnected  System,  including  free  consumers  and  self‐generators,  only  for  the  amounts  of energy resulting from their connection to the National Interconnected System.  The amount  of the charge is defined each month by the CCEE, according to a formula established through  a resolution issued by ANEEL.  j. System  Services  Charge  (ESS):
This  charge  reflects  the  costs  incurred  to  maintain  the  reliability and stability of the system in order to keep pace with consumption.  This charge is  calculated each month by the CCEE and is paid by consumption agents to generation agents.   All agents pay in these amounts with consumption profiles in proportion to the consumption  subject to this charge, whether contracted or not.    Today,  this  System  Services  Charge  encompasses  reimbursement  paid  out  to  the  generation  agents  for  costs  incurred  due  to:  (i)  operating  constraints;  (ii)  rendering  ancillary  services;  (iii)  energy  security;  and  (iv) outstripping the Risk Aversion Curve (CAR)28.  More specifically, the ESS was introduced for reasons of energy security, to enable the dispatch of energy  resources not according to merit order based on costs.  The funds arising from old penalties imposed due to insufficient ballast for sales and insufficient coverage  for  consumption,  penalties  due  to  lack  of  fuel,  penalties  for  metering  and  fines  for  failure  to  put  up  the  financial guarantees as collateral are also used to lower the outlays of this charge for energy security.  The following table presents the amounts collected through electricity sector charges in 2010: 29                                                               28  Risk  Aversion  Curve  (CAR):  This  resource  represents  an  additional  security  restriction  for  maintaining  the  supply  in  brazylian  hidro‐thermal  generation system. Each month, the  water storage levels must be superior to the target volumes  stablished in this curve,  which  represents the  minimum  operative  level  for  each  subsystem.  In  case  of  the  water  storage  level  of  any  subsystem  is  below  the  minimum  value  of  the  CAR,  the  hydrogeneration  price  is  increased  of  a  penalty  value,  which  automatically  implies  the  dispatch  of  thermal  power  plants  necessary  to  bring  the  storage  level  above  the  CAR.  This  curve  is  calculated  for  two  consecutive  years  by  ONS  with  participation  of  all  agents,  and  it  is  approved  by  ANEEL.   Source: CTEE and ANEEL  29  Source: ANEEL, Available at http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/noticias/Output_Noticias.cfm?Identidade=4115&id_area=90  32 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   2010   Sector Charges    (R$ million)  Global Reversion Reserve – RGR   1,600   Fuel Consumption Account – CCC   5,170   Electricity Services Inspection Fee – TFSEE    389   Alternative Electricity Sources Incentive   1,810   Program  PROINFA   Energy Development Account – CDE   2,950   Financial Compensation for the Use of Hydro   1,890   Resources – CFURH  System Services Charge – ESS   1,200   National System Operator ‐ ONS   352   R&D / Energy Efficiency   650   Energy Reserve Charge‐ EER   306   TOTAL   16,318     In turn, taxes are compulsory payments owed to the Government as required by the law that ensure the  funds  needed  for  the  Government  to  perform  its  activities.    The  following  taxes  fall  due  on  monthly  electricity bills: 30   k. Federal  Taxes:  Social  Integration  Program  (PIS)  and  Social  Security  Financing  Levy  (COFINS),  charged  by  the  Federal  Government  in  order  to  maintain  programs  focused  on  workers  and  other social programs run by the Federal Government.  l. State  Tax:  State  Goods  and  Services  Circulation  Tax  (ICMS),  addressed  in  Article  155  of  the  Federal  Constitution,  and  payable  on  the  circulation  of  goods  and  services  within  the  jurisdiction of the State and Federal District Governments.  The ICMS rates are established by  State Law, and consequently vary among the States.  m. Municipal  Taxes:  Street  Lighting  Levy  (CIP),  established  in  Article  149‐A  of  the  Brazilian  Constitution, which authorizes municipalities and the Federal District to charge fees in order  to defray the costs of street lighting services.    4. FACTORS PROMPTING THE NEED FOR PRIVATE SECTOR PARTICIPATION During  the  early  1990s,  waves  of  change  had  been  sweeping  across  Brazil,  prompted  by  a  return  to  democracy  on  the  one  hand,  with  the  nation  headed  by  a  President  elected  directly  through  the  ballot                                                               30  Source: www.aneel.gov.br.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  33  box, while on the other its economy remained shaky, battered by a string of unsuccessful attempts to curb  galloping inflation, as noted in item 1 of this case study.  This  prompted  its  newly‐elected  (in  late  1989)  government  to  launch  a  daring  and  necessary    although  somewhat  controversial    privatization  plan,  prompted  by  the  utter  inability  of  the  State  to  continue  operating in all fields of production, inviting the private sector to take over and expand its activities in the  iron and steel, mining and petrochemicals industries.  During  this  initial  stage,  offering  the  private  sector  a  stake  in  the  main  production  segments  of  Brazil’s  industrial  sector,  the  control  of  large  enterprises  changed  hands,  funded  by  domestic  private  savings  allocated  by  major  investors  and  pension  funds,  backed  by  the  Brazil’s  National  Social  and  Economic  Development Bank (BNDES).  However,  this  process  stumbled  at  the  first  hurdle,  due  to  the  failure  of  several  economic  stabilization  plans and the political turmoil that forced President Collor out of office, with the remaining two years of  his  term  completed  by  President  Itamar  Franco.   Heading  up  a  transition  administration  and  seeking  a  more  robust  solution  to  the  problems  of  inflation,  which  were  proving  extremely  resistant  and  almost  structural, he gathered together a team to address this challenge, headed by Economy Minister Fernando  Henrique Cardoso.    As the driving force behind the Real Economic Stabilization Plan, which effectively triggered an about‐turn  in the Brazilian economy, Cardoso was elected President from 1995 onwards, with a view of the State very  similar  to  that  at  the  start  of  the  1990s.   This  underpinned  the  preparation  of  a  tightly  structured  state  reform plan, stressing the role of a trimmer and more efficient government, focused on activities typical  of  the  State,  and  playing  a  leading  role  as  the  Regulator  of  activities  in  the  public  interest  performed  by  the private sector.  Through this approach, the telecommunications sector  long run as a monopoly by Federal Government  entities  was transferred to private enterprise through regulated concessions, in a compact transaction  that  was  completed  in  only  a  few  months,  overseen  by  the  Brazilian  Telecommunications  Industry  Regulator (ANATEL).  In  the  power  sector,  the  initial  steps  towards  private  participation  were  far  more  complex,  for  two  key  reasons: first of all, many of the  utilities, particularly in the distribution segment, were run  by the  States  rather  than  the  Federal  Government;  second,  sector‐wide  defaults  required  the  establishment  of  a  trustworthy  electricity trading  market,  before inviting private  capital to underwrite the expansion of the  generation and transmission segments.  As  a  result,  the  initial  steps  towards  private  sector  participation  took  place  in  two  separate  areas:  self‐ generation  and  the  award  of  public  utility  distribution  concessions.   In  the  self‐generation  segment,  the  Brazilian  Government  invited  major  consumers  to  participate  in  the  completion  of  crucial  power  generation enterprises that the State concessionaires were unable to finish at that time (for example: Itá  – 1.450.000 MW and Machadinho – 1.140.000 MW).  In the distribution segment, although studies on the  restructuring  of  Brazil’s  power  sector  were  still  under  way  in  1995  and  1996,  the  Brazilian  Government  granted  concessions  for  two  distribution  utilities  under  its  control:  ESCELSA  in  Espírito  Santo  State  and  Light in Rio de Janeiro.  Soon after, with the backing of the Brazil’s National Social and Economic Development Bank (BNDES), and  the  strong  incentive  of  renegotiating  a  broad  range  of  debts  with  the  Federal  Government,  the  States  were also encouraged to sell off control of their power distribution utilities.  This drive gathered force in  1995  and  continued  through  to  2000.   As  a  result,  by  the  ende  of  this  period,  stock  control  of  16  power  34 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   distribution  utilities  had  been  transferred,  representing  152.245  GWh/year  in  the  Brazilian  electricity  market31, or 42% of the energy consumption on the year 2000.    This drive  clearly characterized the efforts underpinning the government policy  of establishing a reliable  electricity  trading  market,  consisting  of  power  distribution  concessionaires  controlled  by  private  agents  and  firmly  regulated  by  Brazil’s  Power  Sector  Regulator  (ANEEL).   Undeniable  evidence  of  this  quest  to  turn  these  agents  into  good  payers  was  the  tool  introduced  through  a  law  32  that  banned  tariff  restatement should the distribution utility default on its sectoral obligations.  Subsequently,  after  electricity  rationing  in  2001  and  a  new  administration  with  different  privatization  guidelines, the drive to transfer control of the distribution concessionaires petered out.  However, it must  be  stressed  that  contracts  and  commitments  signed  so  far  have  been  maintained  as  a  government  guideline,  reflecting  a  belief  in  the  importance  of  this  stance,  in  terms  of  the  credibility  of  Brazil  and  its  power sector.  In terms of the power transmission segment, which is explored in this study together with the distribution  segment,  the  basic  reason  for  private  sector  participation  was  more  indirect.   Initially,  transmission  line  control had to be removed from generation utilities, in order to ensure open access, which did not require  any  immediate  efforts  to  sell  off  state‐owned  assets  to  private  buyers.    Second,  as  federal  generation  utilities  were  encompassed  by  the  privatization  program  through  to  2003,  there  was  room  for  only  Brazilian and  international  private investors or companies under State  control  to submit  bids in the  new  transmission  concessions  auctions.    Finally,  addressed  by  a  specific  government  policy,  the  concession  agreements and the payment conditions for the transmission agents were designed specifically to prune  risks and make projects more bankable, from the standpoint of the financing agencies.  Within this context, 7 (seven) concession auctions were held between 2000 and 2003 in the transmission  segment, representing around 5.756 kilometers of 500 kV lines, 2.796 kilometers of 230 kV lines and 5.500  MVA of transformation facilities33.  This same concession process still remains in place, with the difference  that  the State is now a strong player, striving to ensure significant  reductions in the revenues needed to  implement investments.    However,  under  this  ongoing  concession  system,  when  the  Regulator  holds  new  auctions,  there  are  no  barriers  blocking  the  participation  in  new  enterprises  for  agents  in  default  with  the  implementation  of  transmission  enterprises won at previous auctions.   This problem  has been stressed by private investors  as a major stumbling‐block hampering their participation today, which will be discussed below.  Consolidating  the  reasons  for  prompting  private  sector  participation  in  Brazil’s  power  sector,  it  may  be  stated  that,  in  addition  to  coinciding  with  a  government  policy  implemented  during  the  1990s  that  exempted the State from playing the role of a businessman, returning to its regulatory duties, there was  also a clear intention of establishing a robust electricity market, prompted by the need to place a further  3000 MW of generation facilities each year.  The second reason was prompted specifically by the existing  power distribution utilities, which were under State Government control.  For the transmission segment,  private  sector  participation  was  due  more  to  the  need  for  new  capital  and  the  structuring  of  solid  regulatory and contract conditions, with enhanced appeal for investors.                                                                 31  Fonte: www.epe.gov.br  ‐ O mercado total do SIN no ano 2000 foi de 307.929 GWh  32  Article 10 of Law Nº 8,631/1993  33  Fonte: www.aneel.gov.br  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  35  5. BASIC CONDITIONS FOR IMPLEMENTING PRIVATE SECTOR PARTICIPATION 5.1 Laws and Legislation 5.1.1  Introduction  After  the  worldwide  oil  crisis  in  the  early  1970s,  ample  available  funding  on  international  markets  underpinned high growth rates for Brazil through rising debt and an expansionist fiscal policy.    However,  in  terms  of  the  power  sector,  the  pace  of  investments  slowed  from  the  late  1980s  onwards.   With  the  introduction  of  tariff  equalization  34  in  1974  through  Decree‐Law  Nº  1,383,  and  with  electricity  consumption  rising  at  rates  higher  than  those  of  the  installed  capacity,  severe  supply  problems  did  not  appear  by  the  mid‐1990s  only  because  of  a  highly  favorable  rainfall  cycle,  with  the  Brazilian  economy  sluggish, hamstrung by hyperinflation.  The  collapse  of  the  financing  model  for  this  sector  prompted  ongoing  discussions,  striving  to  surmount  the  crisis  and  pruning  away  the  institutional  red  tape  that  jeopardized  any  attempt  at  returning  to  economic growth.  After the interest rates hike, followed by returning flows of foreign funding during the  early  1980s,  investments  in  infrastructure  expansion    including  the  power  sector    were  severely  affected by the inadequate financial capacities of the State.    The first step towards surviving this crisis came was the promulgation of Brazil’s 1988 Constitution, which  allowed  public  utility  services  to  be  outsourced  through  powers  delegated  by  the  Grantor  Authority  to  companies submitting winning bids.  This was the end of the system based on concession areas serviced  by huge federal enterprises.  5.1.2  Brazil’s 1988 Constitution   Before  exploring  the  legislation  that  provided  the  initial  tools  allowing  private  participation  in  the  transition  and  distribution  segments,  it  is  interesting  to  examine  the  main  articles  introducing  an  innovative approach to this topic in Brazil’s 1988 Constitution.  Many of the understandings in place until  then in its legal framework were altered by this milestone document.  In terms of jurisdiction for rendering services and operating electricity facilities, as well as indirect aspects  of these operations (concessions, permits and authorizations), this Constitution rules:  “Article 21.  The Federal Government Shall:   (...)  XII – operate, either directly or through authorization, concession or permits:   (...)  b) electricity services and facilities as well as hydro‐power complexes on water courses, working  closely with the States where the potential sites for these complexes are located;”   The mandatory guidelines to be followed by these concessions and permits are set forth in Article 175 of  this Constitution:                                                               34  This attempted to establish equal tariffs all over Brazil, adjusting the return of all the concessionaires through transferring funds from utilities  posting  profits  to  others  who  in  the  red.   This  was  the  Global  Guarantee  Reserve  (RGG)  that  later  developed  into  the  Offset  Earnings  Account  (CRC), with the National Treasury paying out more than US$ 26 billion in 1993.  36 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   “Article 175.    Sole Paragraph.  The Law will rule on:  I – the regimen for concessionaires and permit‐holders rendering public utility services, the special  nature of their contracts and extensions thereof, as well as the conditions for lapse, oversight and  termination of conditions or permits;  II – user rights;  III – tariff policy;  IV – the obligation to render adequate services.”  As a result, after Brazil’s 1988 Constitution was promulgated, rendering public utility services became the  responsibility  of  the  Public  Authorities,  either  directly  or  indirectly,  always  through  competitive  bidding  procedures, resulting in the concession areas system.    Until  then,  each  federal  enterprise  was  assigned  a  generation  and  transmission  concession  area:  one  in  the North, another in the South, another in the Northeast, and so on.  The State allowed the operation of  any  transmission,  generation  and  distribution  enterprise  in  the  concession  area.   It  is  worthwhile  noting  that almost al the States in South and Southeast Brazil  which are the strongest in economic and political  terms  have their own power plants and transmission lines.    These  companies  were  in  charge  of  operating  all  the  enterprises  within  their  concession  areas.   At  the  moment,  a  hydropower  plant  may  be  considered  by  any  company,  and  after  the  necessary  studies,  the  construction of these plants is tendered out through public auctions.    However,  the  provisions  introduced  by  the  Constitution  were  not  strong  enough  to  prevent  a  crisis  sweeping  through  Brazil’s  power  sector.   The  model  in  place  through  to  the  mid‐1990s    with  almost  all  power  utilities  owned  by  the  Federal  or  State  Governments  –  was  utterly  depleted,  due  partly  to  a  complete lack of the funding required to underwrite the public works needed to upgrade operations and  underpin  the  expansion  of  the  system.    In  Brazil,  privatization  began  in  1990  under  the  Collor  Administration, when the National Privatization Program was introduced through Law Nº 8,031/90.  The  BNDES  was  appointed  to  manage  this  Program,  through  an  accounting  fund  that  held  the  shares  of  the  companies  to  be  privatized.    As  the  fund  manager,  the  BNDES  also  began  to  administer,  monitor  and  conduct  the  sales  of  the  companies  encompassed  by  this  Program.   For  the  power  sector,  privatization  began only in 1995.  Within  this  context,  the  restructuring  of  Brazil’s  power  sector  began  in  1993,  with  the  promulgation  of  Law  Nº  8,631,  which  eliminated  the  guarantee  return  system,  together  with  unified  tariffs  extending  nationwide, paving the way for tariff recovery.    In  addition  to  eliminating  tariff  equalization,  this  new  law  set  the  scene  for  an  across‐the‐board  reconciliation  of  accounts  between  the  concessionaires  and  the  Government.    Through  this  approach,  guaranteed return was eliminated.    Known as the Resende Act, this law resolved the debt problem, regulating the financial clean‐up required  to  eliminate  tariff  equalization,  bringing  the  guaranteed  return  system  to  an  end,  and  doing  away  with  mandatory power supply contracts, thus endowing concessionaires with greater tariff freedom.  However, it was only in 1995 that public utility service concessions were regulated, through Law Nº 8,987.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  37  5.1.3  Law Nº 8,987/1995: Public Utility Service Concessions Act  Promulgated on February 13, 1995, the law mentioned in Article 175 of Brazil’s 1988 Constitution became  known as the Public Utility Services Concessions Act (Law Nº 8,987), ruling on the concession and permit  structure  for  rendering  public  utility  services  mentioned  in  Article  175  of  the  Brazilian  Constitution,  in  addition to addressing other matters.    As  set  forth  in  its  Article  6,  the  initial  requirement  for  all  concessions  is  the  need  to  render  adequate  services  that  respond  fully  to  user  needs,  as  established  in  this  Law,  the  rules  related  thereto  and  the  respective contract, under penalty of declaring the concession lapsed (Article 38).  Its Paragraph 1 defined  ‘Adequate  Service’  as:  complying  with  the  conditions  of  regularity,  continuity,  efficiency,  safety,  modernity, generality and courtesy in the rendering thereof, together with moderate tariffs.  Additionally,  this  Law  also  established  the  organization  of  a  prior  competitive  bidding  procedure  as  a  requirement  for  all  public  utility  service  concessions  (whether  preceded  or  not  by  public  works),  as  set  forth  in  the  specific  legislation,  in  addition  to  compliance  with  the  principles  of  legality,  morality,  disclosure,  equality,  adjudication  based  on  objective  criteria,  and  compliance  with  the  convocation  announcement.  The provisions on the restoration of the economic and financial balance of concession agreements, after  the introduction, alteration or elimination of any legal charges or taxes subsequent to the presentation of  the bid, through proof of the impact, as well as planned tariff reviews intended to maintain the economic  and financial balance addressed in Article 9, enhance the attraction for private capital, whose expectations  are focused on guaranteed income.  Finally,  the  Concessions  Act  empowered  the  Grantor  Authority  to  ‘comply  and  ensure  compliance  with  the  regulatory  provisions  of  the  services  and  the  clauses  in  the  concession  contracts,  in  addition  to  encouraging competitiveness.  5.1.4  Law Nº 9,074/1995  Also  in  1995,  Law  Nº  9,074  was  promulgated  on  July  7,  establishing  the  conditions  for  contracting,  extending  or  granting  concessions,  permissions  and  authorizations  for  working  with  electricity  services  and  facilities,  as  well  as  using  watercourses  for  power  generation  purposes.   The  publication  of  Law  Nº  8,987,  together  with  Law  Nº  9,074,  marked  the  start  of  what  could  be  called  the  first  stage  of  the  New  Model for Brazil’s Power Sector.  More  specifically,  the  electricity  transmission  and  distribution  concessions  granted  under  this  Law  were  assured the duration required to amortize investments, limited to thirty years as from the signature date  of the necessary agreement, and open to extension for no more than a similar period, at the discretion of  the Grantor Authority, under the conditions established in the agreement.  When defining the figure of the free  consumer35 in Article 15, Law  Nº 9,074 also stipulated in its §6  that  suppliers  and  free  consumers  are  assured  access  to  the  distribution  and  transmission  systems  of  public  utility  services  concessionaires  and  permit‐holders  through  reimbursement  of  the  transmission  costs  involved, calculated on the basis of criteria established by the Grantor Authority.    The  right  to  open  access  favored  the  appearance  of  new  businesses  in  Brazil’s  power  sector,  as  the  construction of transmission systems was split off from work on generation facilities, with easier entry to                                                               35  The current definition of a free consumer establishes a minimum load of 3 MW, which may opt to contract all or part of its electricity supplies  from an Independent Power Producer (IPP).  38 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   the market, especially for generation utilities.  However, open access was not in itself sufficient to attract  private capital to this sector.  A significant step towards capitalizing this sector was the unbundling of electricity concessions, separating  out  power  generation,  transmission,  and  distribution  and  trading  activities,  which  from  then  on  were  categorized  as  independent  business  segments.    The  generation  and  trading  segments  were  steadily  deregulated, while the transmission and distribution segments (which are inherently natural monopolies)  continue to be treated as public utility services, subject to firmer regulation.    As  already  noted,  companies  holding  power  generation,  transmission  and  distribution  concessions  that  had  been  signing  their  concession  agreements  with  the  Grantor  Authority  36  were  required  to  split  up  their activities 37 in order to help sweep away the barriers to free competition raised by clustering these  activities.    Consequently,  the  possibilities  of  competition  extended.    This  fragmentation  reduced  the  market  clout  of  these  bundled  utilities,  as  prices  were  now  defined  and  charged  independently  for  the  specific  power  generation,  transmission  or  distribution  services.    This  step  also  ensured  greater  transparency for establishing the tariffs charged to consumers and users of the transmission network.  During  this  reform  of  the  Brazilian  power  sector,  it  must  be  stressed  that  the  legal  instruments  and  the  institutional  arrangements  needed  to  ensure  smooth  regulation  of  these  activities  did  not  appear  all  at  the same time.  In fact, legal instruments were being promulgated and institutions were being set up over  a period of some three or four years.    Even as a start was made on privatizing distribution utilities, concession agreements were still being drawn  up  that  encompassed  transmission  and  generation  activities.   It  was  only  in  2004  that  concessionaires,  permit‐holders  and  authorizees  engaged  in  distributing  electricity  as  a  public  utility  service  through  Brazil’s  Interconnected  Grid  were  forbidden  to  engage  in  power  generation  and  transmission  activities,  through the wording given by Law Nº 10,848 to Article 4, §5 of Law Nº 9,074/1995.    Furthermore,  Law  Nº  9,074  also  allowed  the  extension  of  concessions  granted  without  competitive  bidding procedures prior to Brazil’s 1988 Constitution, where work or operations had already began, but  lagged behind schedule, for the length of time needed to amortize these investments, limited to 35 years,  provided  that  a  completion  plan  was  presented  by  the  parties  involved,  approved  by  the  Grantor  Authority,  with  commitments  ensuring  a  stake  for  private  investments  of  more  than  one  third  of  the  funding  needed  to  complete  construction  work  and  bring  these  plants  into  operation.   This  attempt  to  revitalize halted projects and attract investments was still not sufficient to fuel the recovery of this sector.  Many aspects of this new model result from the suggestions presented in the Power Sector Restructuring  Project  (RESEB),  developed  up  by  British  consulting  firm  Coopers  &  Lybrand,  which  culminated  in  the  promulgation  of  Law  Nº  9,648  (27/05/1998)  on  May  27,  1998.    Initially,  competitive  generation  was  introduced,  with  market‐defined  values,  independent  transmission,  open  access,  free  energy  trading  by  intermediaries,  and  the  expansion  of  the  generation  assets  being  the  responsibility  of  the  interested  investors,  being  these  either  from  public  or  private  sector.    This  proposal  also  made  provision  for  introducing other institutions to this market, such as the National System Operator (ONS).  5.1.5  Law Nº 9,427/1996  Subsequently,  the  Federal  Government  Gazette  published  Law  Nº  9,427  on  December  27,  1996,  which  established  Brazil’s  Power  Sector  Regulator:  ANEEL,  a  semi‐autonomous  government  agency  under  a                                                               36   The  Concessions  Act  (Law  Nº  8,987/1995)  established  mandatory  auctions  for  awarding  power  generation,  transmission  and  distribution  concessions.    37   Through  Decree  Nº  1,503,  promulgated  in  May  1995,  the  enterprises  in  the  Eletrobras  Group  were  included  in  Brazil’s  National  Privatization  Program (PND), being unbundled as they were sold off.  The first of them (ESCELSA) was privatized in July 1995.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  39  special regime, linked to the Ministry of Mines and Energy (MME), with head offices and law courts in the  Federal  District.    Its  purpose  is  to  regulate  and  oversee  power  production,  transmission  and  trading  activities, in compliance with Federal Government policies and guidelines.    The  main  aspects  of  the  sphere  of  competence  assigned  to  ANEEL  through  this  law,  related  to  the  transmission and distribution segments are listed below:   to  promote  (...)  bidding  rounds  for  contracting  public  utility  service  concessionaires  and  permit‐holders for power production, transmission and distribution (...);   to  administer  the  concession  contracts  or  permits  for  public  utility  services  related  to  electricity, and concessions for the use of public asset as well as overseeing (...) concessions,  permits and electricity‐related services;    at  the  administrative  level,  to  settle  disagreements  among  concessionaires,  permit‐holders,  authorizees,  independent  power  producers  and  self‐generators,  as  well  as  between  these  agents and their consumers;   to  establish  the  administrative  fines  to  be  imposed  on  concessionaires,  permit‐holders  and  authorizees rendering electricity services and operating the related facilities;   to  establish  the  goals  to  be  attained  periodically  by  each  power  distribution  concessionaire  and public utility service permit‐holder, in order to ensure universal access to electricity;   to implement a priori and a posteriori control of legal acts and other matters to be executed  among  concessionaires,  permit‐holders,  authorizees  and  their  controllers,  subsidiary  or  associated companies and other subsidiary for associated companies under common control,  imposing  constraints  on  the  mutual  establishment  of  rights  and  obligations,  especially  for  commercial matters and even refraining from such act or contract; and   to  define  the  usage  tariffs  for  the  transmission  and  distribution  systems,  and  undertake  the  regular tariff reviews addressed in the contracts.  It is stressed that the establishment of an independent Regulator that is well‐qualified in technical terms  underpinned  the  development  of  the  trust  and  confidence  required  to  consolidate  private  sector  participation in Brazil’s power sector.  Over the past fifteen years, despite many spats over specific issues  between the Regulator and the agents, there is unanimous agreement that the presence of this institution  was  a  vital  factor  for  attracting  private  investments  to  Brazil’s  power  sector,  whose  generation  park  has  expanded  by  56.656,54  MW  (74%38),  its  Basic  Grid  has  been  extended  by  68.234  km39  (110%)  of  lines  at  230  kV  and  500  kV,  the  limited  distribution  quality  ratings  have  fallen  from  an  average  of  27,19  hours  interruption per consumer in mid‐1990 to less than 18,4 hours40  today.  5.1.6  Law Nº 9,648/1996  It  was  the  quest  to  establish  a  new  institutional,  commercial  and  regulatory  model  that  would  establish  solid  basis  for  the  future  development  of  Brazil’s  power  sector  that  the  government  contracted  a  specialized  firm  for  a  project  that  provided  input  for  Law  Nº  9,648,  in  1998.   Through  this  approach,  the  Brazilian  Government  hoped  to  attain  some  goals  that  included  establishing  conditions  for  maintaining  the  privatization  program  while  making  new  investments  more  attractive  to  the  private  sector,  through  fair risk allocation.    In order to harmonize the operations of Brazil’s power system, the National System Operator (ONS) was  set  up  by  this  law,  replacing  the  Interconnected  Operations  Coordination  Group  (GCOI)  established  by                                                               38  Há ainda um total de 48.055,95 MW outorgados, porém em construção.  39 39    Fonte: ONS PAR 2012‐2014  40  Fonte: www.aneel.gov.br  40 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Law  Nº  5,899,  in  1973.    The  system  operation  and  control,  including  the  power  generation  and  the  transmission  operations  in  the  Brazilian  Interconnected  Grid  were  implemented  by  the  ONS,  which  is  a  non‐profit  corporate  entity  established  under  private  law,  through  authorization  issued  by  the  Grantor  Authority,  overseen  and  regulated  by  ANEEL  and  consisting  of  the  holders  of  concessions,  permits  or  authorizations, as well as free consumers connected to the Basic Grid.  In  addition  to  setting  up  the  ONS,  this  Law  also  established  that  the  power  purchases  and  sales  among  concessionaires or licenseees must be contracted separately from access and use of the transmission and  distribution systems, with ANEEL in charge of regulating the tariffs and establishing the general conditions  for contracting access to and use of the power transmission and distribution systems by concessionaires,  permit‐holders  and  licensees,  as  well  as  free  consumers.   This  separate  contracting  process  was  vital  for  endowing  Brazil’s  generation  segment  with  a  keener  competitive  edge,  since  it  became  possible  to  quantify how much is paid for the transmission service, leaving energy to be traded freely and transmitted  over the wires for the transmission and distribution segments.    With  the  association  between  open  access  and  the  separation  of  power  purchases  from  network  use,  direct  sales  became  possible  between  generation  utilities  and  free  consumers,  regardless  of  where  the  latter are connected to the transmission or distribution systems.    As  a  result,  the  transmission  and  distribution  concessionaires  render  power  transmission  services,  while  the users (generation utilities and free consumers) have the right to open access for the transmission and  distribution  systems,  being  empowered  to  connect  up  to  these  networks  and  use  them  through  reimbursement of the transmission costs.  As a result, and specifically with regard to the transmission segment, it became apparent that it was only  when  Law  Nº  9,648  was  promulgated,  ten  years  after  Brazil’s  1988  Constitution  that  a  set  of  rules  was  firmly  in  place  for  attracting  capital  to  this  area,  resulting  in  the  first  auction  selling  off  a  transmission  concession in 1999, even if its effects could only be ascertained subsequently.    The goal was to expand Brazil’s transmission system through private funding.  “There is no doubt that the  State  has  no  further  resources  to  invest,  and  we  need  private  funding”,  stressed  the  Minister  of  Mines  and Energy at that time Rodolpho Tourinho (O Estado de São Paulo newspaper – May 26, 1999).    Until  1999,  the  transmission  network  was  operated  solely  by  bundled  enterprises  (with  generation  and  transmission assets, as well as distribution, in some cases) or by enterprises resulting from corporate split‐ ups  undertaken  for  privatization  purposes,  but  still  under  State  control.    However,  from  that  year  onwards,  ANEEL  launched  the  expansion  of  these  facilities,  through  auctions  selecting  the  corporate  groups that would handle the construction and operation of the network.  The winner would be the bidder  presenting the lowest tariff.  As a result, the first enterprise was fully built and operated by private enterprise in 2001: a transmission  line running 505 kilometers between Taquaruçu and Sumaré in São Paulo State.  This auction was held in  1999  through  a  competitive  bidding  procedure  (Tender  Announcement  Nº  007/1999  –  ANEEL).    The  annual expansion of power transmission lines in Brazil is presented below:    B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  41    Regulation  was  included  on  Brazil’s  political  agenda  as  a  consequence  of  a  privatization  process  that  stressed public utility privatization and concession strategies.  5.1.7  Law Nº 10,848/2004  Finally,  Law  Nº  10,848  was  promulgated  on  March  15,  2004,  a  milestone  for  the  New  Model  of  Brazil’s  Power  Sector,  substantially  altering  the  wording  of  preceding  laws,  with  regard  to  the  participation  of  private capital.  More  specifically,  this  law  altered  Law  Nº  9,427,  promulgated  in  1996,  clearly  establishing  the  power  of  the Grantor Authority to draw up the Concessions Plan, define the guidelines for the bidding procedures,  and  organize  the  competitive  bidding  procedures  held  to  contract  public  utility  service  concessionaires  for  power  production,  transmission  and  distribution  activities,  as  well  as  awarding  concessions  for  hydropower complex sites.  Promulgated concomitantly on the same day, Law Nº 10,847 established an ancillary entity for the Grantor  Authority:  the  Empresa  de  Pesquisas  Energéticas  –  EPE,  which  would  provide  the  necessary  skills  and  technical  input  for  the  government  to  address  the  challenges  of  planning  and  opening  up  investment  opportunities  in  Brazil’s  power  sector  in  a  professional  manner.    This  enterprise  conducts  the  studies  needed to present medium and long term plans to the Ministry of Mines and Energy (MME), ensuring that  transmission  and  generation  concessions  keep  pace  with  projected  demands  and  regional  and  energy  source diversification policies in the National Energy Balance (BEN).  5.2 Economic Aspects 5.2.1  Overview  A new chapter in the history of Brazil’s power sector began with promulgation of Law Nº 8,631 (Resende  Act),  on  March  4,  1993,  during  the  administration  headed  by  President  Itamar  Franco,  who  took  office  after the impeachment of Fernando Collor in 1992.  From 1973 to 1993, there was a single electricity tariff  in Brazil, regardless of the characteristics of the concession area and the generation costs of each utility.   Adopted  during  the  administration  headed  by  President  Médici  through  Decree  Nº  1,373,  issued  on  December 10, 1973, the purpose of tariff equalization was to even out social inequalities.  This mechanism  artificially  ensured  payback  for  the  concessionaires,  without  requiring  any  counterpart  efforts  pursuing  thrifty, efficient operations.    42 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The  Resende  Act  eliminated  tariff  equalization  and  guaranteed  return  for  power  utilities,  in  addition  to  conducting an across‐the‐board reconciliation of debts and credits between the Federal Government and  state‐owned enterprises in this sector, with a face value of around US$ 26 billion.  The  amount  needed  to  clean  up  these  utilities    at  that  time  equivalent  to  almost  25%  of  the  Brazilian  debt  was in fact underwritten by the National Treasury, reflecting the utter depletion of the centralizing  model for Brazil’s power sector.  This Act also introduced the mandatory signature of supply agreements  between generation and distribution utilities.    Another legal instrument that also ushered in sweeping changes was the Economic Stabilization Program,  introduced towards the end of the Franco Administration in July 1994.  This drastically reshaped the entire  economic  context,  introducing  the  Real  as  Brazil’s  new  currency  and  slashing  inflation  rates.   The  power  sector moved into a new phase with the transfer of assets from the State to private enterprise, with the  Regulator State prevailing over the Investor State.  This was the political alternative selected at the ballot‐ box, prompted by the financial inability of the public sector to allocate investments.  President Fernando  Henrique Cardoso was elected President during the first round of balloting on October 3 that year.  With  a  new  President  in  office,  the  shift  in  the  State  stance  was  reflected  in  a  wide  variety  of  economic  segments, including telephony, mining, finance and transportation.    5.2.2  Assumptions: Moderate tariffs and private sector involvement  As  already  mentioned,  in  1995,  Law  Nº  8,987  included  a  specific  chapter  on  the  Tariff  Policy  stating  that  the tariffs for public utility  services awarded will be  established  by the price presented in  the  bid winning  the  auction  preserved  by  the  rules  of  review  set  forth  in  this  Law,  the  tender  announcement  and  the  contract.  Furthermore, this Law also stipulated that these contracts could make provision for tariff review  mechanisms in order to maintain their balance.  41  In  addition  to  allowing  tariff  reviews  whenever  any  taxes  or  legal  charges  were  introduced,  altered  or  eliminated, after the submission of the bid and with proven impact, other than income taxes, this law also  allowed  the  concessionaires  to  bring  in  alternative,  supplementary  or  ancillary  revenues  from  other  sources or from associated projects.  Through this approach, moderate tariffs were pursued, underpinned  by incentives attracting private capital to the public power sector.    To  do  so,  the  Brazilian  Government  invested  in  steps  attracting  private  capital,  in  exchange  offering  compensation for what might well be called the Credibility Cost, which was high in Brazil at that time.  In  order to rebuild the confidence of investors grown wary after a string of events prompting mistrust, such  as  the  declaration  of  a  moratorium  and  the  freeze  on  bank  accounts,  the  Government  transferred  its  powers to Regulators that were set up from 1996 onwards, delegating the management of these contracts  to  them,  including  the  responsibility  for  ratifying  restatements  and  reviewing  tariffs  and  the  pertinent  rules as set forth by law, and overseeing contracts (duties assigned by the Grantor Authority through Item  V of Article 29 of Law Nº 8,987, delegated to ANEEL through Article 3 of Law Nº 9,427 / 1996).    In  brief,  attracting  foreign  capital  through  privatization  and  ushering  competition  into  this  sector  depended on stable regulations that would reduce investor risks.  This prompted the need to establish an  independent Regulator that could provide an institutional shield for the power sector.                                                               41   It  also  stipulated  that,  should  any  unilateral  alteration  to  the  contract  affect  its  initial  economic  and  financial  balance,  the  Grantor  Authority  must re‐establish this concomitantly with the alteration.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  43  5.3 Economic Regulation for Leveraging the Participation of Private Capital In order for private  capital  to participate competitively in power  transmission and distribution activities,  long term economic conditions were required, which needed to be just and fair for investors and users of  these services, at one and the same time.  Consequently, massive efforts were deployed to define the ways of evaluating these services, seeking fair  compensation for the agents while avoiding distortions related to rendering services with the status of a  natural  monopoly  and  subject  to  possible  asymmetrical  information  with  the  Regulator.    In  order  to  examine  how  private  agents  rated  and  contributed  to  fine‐tuning  aspects  related  to  the  economic  regulation  of  the  power  transmission  and  distribution  sectors,  the  following  items  explain  how  these  evaluations  are  conducted  and  these  services  are  charged,  stressing  that  a  period  of  maturation  was  required to reach this stage, from the conceptualization of the Power Sector Restructuring Project (RESEB)  in  1998  trough  to  the  consolidation  of  this  New  Model,  through  making  adjustments  to  the  original  framework.    5.3.1  Evaluation of Transmission Services  The  above‐mentioned  legal  requirements  have  stipulated  that  transmission  facilities  of  importance  to  Brazil’s  interconnected  power  system  must  necessarily  be  integrated  with  the  Basic  Grid,  operated  independently  by  the  National  System  Operator  (ONS)  and  allowing  open  access  for  power  generation  agents,  distribution  concessionaires,  and  free  consumers42.  Furthermore,  these  provisions  allowed  the  electricity  transmission  activity  to  be  characterized  as  a  business  separate  from  the  generation  and  distribution segments, with prices and revenues specific to this activity.    In  order  to  determine  the  value  of  the  services  rendered,  the  method  used  was  to  assign  assured  revenues43 to each asset associated with a public utility service concession.  It must be borne in mind that,  due to the natural composition and necessary expansion of the transmission network, it was not possible  to establish a single approach for pricing the assets, with three distinct groups being identified, addressed  separately below.  Assets in place before 1998  Many of the transmission assets already in place prior to the restructuring of Brazil’s power sector (1995  – 1998) had to be reassessed by the Regulator.  The revenue requirements were calculated based on the  required  return  on  non‐depreciated  assets  and  the  pertinent  operating  costs.  These  amounts  were  supposed  to  be  recovered  by  the  revenues  from  electricity  sales  by  the  concessionaires  in  operation  at  that time, whose concessions were split between the generation and transmission segments.    Due to the difficulties inherent in assessing the value of transmission business in state‐owned companies  formerly  integrated  with  generation,  it  was  decided  that  the  revenues  due  to  transmission  companies  through 2015 would be subject only to limited tariff adjustments excluding the costs of new investments.   New transmission assets  Once identified and tendered out by the Grantor Authority, expansion programs could now be undertaken  by state‐owned or private agents wishing to set up and operate transmission facilities, subject to control  by the ONS.  They took part in competitive bidding processes whose winners were awarded concessions                                                               42  Consumption of ≥ 3 MW and demonstrating in technical and economic terms that this is the best connection option.    43  Revenue cap tariff system, where the agent receives the stipulated revenues only if the asset remains available to the system for 100% of the  time.  44 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   valid for thirty years, granted to the lowest revenue bidder for the services required. The revenues were  subject to annual adjustment.  For  competitive  bidding  procedures  up  to  2006,  no  tariff  reviews  were  planned,  unless  revenues  were  50% below forecast during the second half of the concession period.  For competitive bidding procedures  from  2007  onwards,  the  rule  was  altered,  introducing  four‐year  tariff  reviews  aimed  to  ensure  the  required revenues by restating the amounts assigned by the Regulator to the regulated cost of third party  capital.  The rule for revenue dropping 50% below forecast was no longer applicable.  Expansions and Reinforcements   As it is not always possible to run a competitive bidding procedure in order to award a new concession for  transmission  facilities,  either  because  these  are  reinforcements  to  a  facility  already  in  place,  or  because  this  need  was  identified  with  a  tight  implementation  timeframe,  a  special  approach  was  needed  for  transmission concessionaires to add assets, with authorization from the Regulator.  For  these  cases,  it  was  established  that  the  revenues  assured  for  the  concession  would  be  set  by  the  Regulator  on  the  basis  of  the  New  Replacement  Value  (NRV)  of  the  assets  in  question  and  efficient  operating costs.  Thus, in addition to annual monetary restatement, ANEEL conducts a tariff review every  four  years  for  expansions  and  reinforcements,  during  which  the  required  return  on  investment  and  the  proportions  of  company  equity  and  third  party  capital  are  examined,  maintaining  the  economic  parameters  established  four  years  previously;  the  operating  costs  are  re‐assessed  through  the  benchmarking  method,  and  at  the  first  review,  the  assets  are  restated  at  their  NRV.    Although  less  complex, this type of review is conceptually similar to that used for the electricity distribution segment.  To  summarize,  the  revenues  needed  to  provide  adequate  cost  recovery  for  existing  assets,  expansions,  reinforcements  and  extensions,  determine  transmission  costs.   Although  determined  in  different  ways,  these amounts are consolidated each year by the Regulator for individual concessions, taking into account  scheduled start‐ups during the subsequent year and deviations noted during the previous year.  The total  amount constitutes the revenues that must be brought in as payment for use by consumers, as explained  in Section 5.3.3.   5.3.2  Evaluation of Distribution Services  Similar to the transmission segment, distribution activities are characterized as a natural monopoly, with  their  regulatory  framework  established  by  legal  reforms  in  1995,  1998  and  improved  in  2004,  although  with  different  nuances.   Initially,  due  to  the  capillary  characteristics  of  these  facilities,  concessions  were  still  awarded  by  area,  with  guaranteed  monopolies  on  electricity  transmission  services  at  distribution  voltages (known as “wire services” in Brazil), as well as the delivery of energy to consumers not classified  as free.    Second, the policy framework for providing compensation for these services was established on the price  cap basis44, which sets the maximum unit price for the service, rather than the maximum revenues to be  brought in, subject to annual adjustments45 and periodic reviews46. This means that the distribution agent  must bear market risks in its concession area, incentivized to expand the customer base only when rising  revenues offset expansion costs.                                                               44  Price‐cap  45  In order to restate the value of the tariff charged in monetary terms and share out gains in productivity that are pre‐determined with the service  users  46  In order to reassess the services rendered through benchmarking   B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  45  Finally,  fees  charged  for  energy  purchased  from  third  parties    as  the  same  agent  may  not  perform  generation  and  distribution  activities    became  neutral,  with  the  price  paid  by  the  distributor  being  transferred to consumers purchasing its electricity.  The same occurs with the transmission system access  costs, used by the distributor.  Within these arrangements, the value of the services rendered by the distribution utility was established  at  the  time  of  the  tariff  review  as  the  amount  required  to  recover  efficient  operating  costs  and  prudent  investments.  Thus, for periods of around four years, depending on individual concession agreements, the  Regulator uses benchmarking techniques to assess the adequate rate of return, the NRV of assets brought  into  operation  during  the  past  few  years,  and  efficient  operating  costs.    Through  these  parameters,  it  determines the breakeven point for revenues brought in by the concessionaire.  These amounts constitute  the  basis  of  the  calculation  of  the  tariffs  by  consumer  class  that  will  be  charged  for  the  next  four‐year  period, always subject to annual restatement.    It  must  be  stressed  that  through  this  evaluation  system,  the  return  for  the  distribution  concessionaire  is  tied  to  rendering  electricity  transportation  and  delivery  services  to  end  consumers,  with  electricity  sales  treated  as  transferring  purchases  under  strict  regulations  imposed  by  the  Grantor  Authority,  without  obtaining any type of advantage through such transactions.  5.3.3  Setting Transmission Tariffs: Locational Cost (approach for voltage ≥ 230 kV)   The solution offering the greatest security for capital attracted through new investments to the Brazilian  power  sector  was  locational  cost,  implemented  from  1988  onwards  and  tailored  to  the  nation’s  transmission and generation sector expansion needs.  Through this approach, network usage costs were  separated  from  the  costs  of  the  electricity  consumed  by  all  users,  using  the  locational  cost  concept  to  determine  the  usage  tariff  to  be  charged.   Furthermore,  as  the  characteristics  of  the  transmission  and  distribution network are quite different, particularly with regard to the number of users, the method used  to define transmission and distribution tariffs was established differently, as shown below.  For  the  location  cost,  two  characteristics  are  important  for  determining  the  amount  to  be  charged:  (i)  whether the user is a power generator or an electricity consumer; and (ii) the maximum use of the system  by a user during a specific period, usually one year, and at what load level (light, medium or heavy).  Added  to these data is the need to determine, on a regulatory basis, the value of all the assets in the transmission  network.    With  this  information  and  using  a  tailored  load  flow  program,  the  Regulator  can  assign  a  value  to  each  point  in  the  network  and  for  each  load  level,  which  must  be  paid  by  the  power  generator  or  electricity  consumer at a specific point on the network.  This amount is directly related to the network assets closest  to  the  connection  point  and  the  amount  of  power  generation/user  load,  indicating  a  tariff  by  load  level,  to be applied to the amount of the contracted demand, also by load level, for payment on a monthly basis,  defined in R$ /kW/month.  The  direct  findings    which  are  intuitive    of  a  location  signal  simulation,  in  the  strictest  sense,  indicate  that  all  the  costs  of  a  specific  substation  and  the  lines  running  to  it  are  paid  by  load,  where  there  is  far  more  load  than  generation,  for  example,  with  the  generation  utility  even  paid  to  connect  up  to  it.   Furthermore, over long radial segments with low loads, the costs assigned to the users result in extremely  high tariffs.  Finally, as the amounts of use vary and the network topology also expands, the amount to be  paid at each location varies erratically for each simulation period, which is generally annual.    All these observations meant that, in actual practice, the methodology required tweaking at some points:  (i) to avoid major discrepancies in values among network users, it was decided that a network fee would  be  paid  by  all  users,  in  direct  proportion  to  use,  at  around  70%  (known  as  the  “stamp”  amount);  (ii)  the  46 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   total  cost  of  the  network  would  be  underwritten  almost  equally  by  generation  utilities  and  consumers;  and  (iii)  the  amount  established  for  new  generation  utilities  should  be  more  stable,  at  least  during  the  initial period as the enterprises come on‐stream.  The  current  stage  of  this  tariff  approach  has  been  reached  during  the  past  15  years,  with  a  series  of  improvements  and  adjustments,  particularly  in  the  treatment  offered  to  the  generation  utilities,  due  to  the need for more foreseeable payments, and the network value assigned to the “stamp” amount.  Finally,  it is worthwhile stressing that there are only less than two thousands47 transmission grid users, consisting  of generation and distribution utilities, together with major consumers.      5.3.4  Cost by voltage level (approach for the distribution segment)  Despite  a  large  “stamp”  amount,  working  with  the  distribution  segment  through  location  signal  has  not  yet proved practicable in Brazil, due to the capillarity of this type of network.  Instead, tariffs are defined  at marginal cost by voltage level, with the users of a specific distribution voltage level thus paying tariffs  (R$ /kW/month) that encompass the costs of all the assets for voltage levels that are equal to and higher  than that being used.  Once again, this concept is intuitive, as it makes sense to imagine that users at 34.5 kV, for example, pay  for the assets and services associated with this voltage level, as well as an amount proportional to the use  of  higher  voltage  levels,  including  the  costs  incurred  by  the  distribution  utility  for  the  Basic  Grid,  established  through  the  method  explained  in  the  previous  section.   This  also  simplifies  the  principle  of  tariff isonomy within a concession area.  All users in the same class and at the same voltage level pay the  same tariff in that concession.  The advantage of this method is its relative simplicity, from the standpoint of establishing tariffs, as well  as  from  a  legal  perspective,  as  there  is  no  way  of  claiming  any  absence  of  isonomy  in  the  concession  structure.   However,  this  same  simplicity  becomes  a  weak  point  from  the  standpoint  of  large  users  with  the right to connect to the Basic Grid under the Open Access Act.  Massive  areas  in  most  of  the  concessions  awarded  in  Brazil  require  vast  high  voltage  networks  (138  kV  and  69  kV),  established  by  the  distribution  utilities,  generally  designed  to  service  load  centers  that  are  fairly remote from the points of access to the Basic Grid (≥ 230 kV).  Major consumers are generally located  in large consumption hubs that are usually close to a Basic Grid access point.  Together, these two factors  have the following effects:   The cost of using a distribution utility at a high voltage level (138 kV for example) are elevated  by the huge  networks at  this voltage needed to service its entire concession area, becoming  high  when  compared  to  extending  a  section  of  the  Basic  Grid  in  order  to  offer  access  to  a  major consumer;    Consumers  already  connected  to  the  high  voltage  distribution  network  and  eligible  to  apply  for access to the Basic Grid when their load rises and when the decision leads to lower overall  cost  for  the  system48  generally  have  a  strong  economic  incentive  for  leaving  the  distribution  utility49.  This  is  often  due  to  the  marked  difference  in  tariffs  between  the  high  voltage  distribution network and the Basic Grid, rather than any technical need to step up the voltage  level in order to receive better services.                                                               47  http://www.ccee.org.br  48  Comparison of the costs of implementing access to the Basic Grid with the reinforcements needed to ensure ongoing services at the distribution  voltage to which it is connected, including losses in the system, over a five‐year time frame.    49  The condition for a consumer to leave the distributor for the Basic Grid is that any impact on tariffs must be offset through indemnity paid to  the distributor whose network has idle capacity due to this departure.  Furthermore, investments in access to the Basic Grid or the reinforcements  needed for the distributor will be for the account of the consumer with the increased load.   B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  47   This situation is uncomfortable for the distribution utility, as its customers have an incentive  to  withdraw  from  its  network,  as  well  as  for  the  Grantor  Authority,  which  must  analyze  applications submitted by consumers and issue permission for them to access the Basic Grid.  A valid way of resolving this conflict, in the view of concessionaires and consumers, would be to establish  usage  tariffs  for  the  high  voltage  distribution  network  (at  least  138  kV  and  69  kV),  through  the  same  method  as  the  Basic  Grid,  meaning  by  location  signal,  with  an  adequate  percentage  for  the  “stamp”  amount..  5.4 Aspects of Private Capital Participation in the Transmission and Distribution Segments Both  the  transmission  and  distribution  segments  were  designed  as  public  utility  services,  open  to  exploitation either directly or delegated to private players, charging public tariffs and with administrative  agreements containing clauses that ensure their economic and financial balance.    In the specific case of the transmission segment, the concession agreement rules the relationship between  the  transmission  utility  and  the  Grantor  Authority,  with  the  transmission  concessionaires  reimbursed  through  their  Permitted  Annual  Revenues.    The  rights  to  revenues  guaranteed  through  ensuring  the  availability  of  the  facilities,  regardless  of  network  usage,  was  an  essential  element  for  attracting  private  capital  to  the  transmission  segment.   This  step  may  be  viewed  as  a  public  policy  through  which  risks  are  allocated to the consumer, in order to ensure greater energy security.    One of the challenges facing this segment, in terms of private capital participation, is the quality of these  players.  Inadequate technical, economic and financial requirements allow companies to participate that  might  even  offer  these  services  at  lower  prices,  despite  their  lack  of  familiarity  with  the  nuances  of  this  segment,  thus  underestimating  difficulties  and  undervaluing  the  business.   This  may  result  in  a  series  of  complications during the works stage, including delays, abandoning the enterprise and even the need to  repeat the procedures for a new bidding round.  By  mid‐2010,  ANEEL  had  auctioned  off  some  38,800  kilometers  of  new  transmission  lines,  and  a  total  of  60,600  MVA  of  transformation  capacity,  expanding  the  Basic  Grid  of  Brazil’s  Interconnected  System.   These  enterprises  attracted  domestic  and  international  investors,  mainly  from  Spain,  Italy,  Colombia,  Portugal, Argentina and China, as well as State and Federal enterprises, the latter after the end of National  Privatization Plan in 2003 and 2004.  With regard to the distribution segment, which is a natural monopoly, the current tariff review process is  currently  trimming  only  the  portion  of  the  tariff  earmarked  as  payback  for  the  investments  made  by  distribution  utilities  and  their  operating  costs.   The  Regulator  sees  a  clear  reduction  in  the  distribution  business risks, with this new not shared widely by investors.    Along these lines, the agents in general identify the presence of the following types of risks: i) regulatory  risk  as  the  tariff  review  methodology  has  altered  for  each  cycle;  ii)  social  risk  that  influences  the  market  and may significantly affect distribution utility investments and operating costs, generally at the regional  level and differing among the many (63) concessions awarded in Brazil; and iii) political risk underpinned  by public policies that use sector resources inappropriately, such as programs designed to ensure universal  access to electricity and benefits for the low‐income segment.    48 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   6. CONCESSION AWARD MECHANISMS Private  Sector  Participation  in  Brazil’s  Transmission  and  Distribution  Segments  built  up  with  the  implementation of the Restructuring of the New Model for Brazil’s Power Sector, as outlined above.    Within this context, it is important to stress the role of possible private investors in the expansion of  the  system.   The  legal  provisions  mentioned  above  paved  the  way  for  larger  stakes  held  by  private  funding in system assets, once the State began to focus firmly on planning and operations, rather than  building  facilities.    Consequently,  private  sector  participation  became  extremely  interesting  for  implementing new projects or even for the control of existing assets.    As a result, the following aspects require analysis:    Aspects of attracting investments to Brazil by private entrepreneurs; and    Concession award mechanisms to private entrepreneurs or through public‐private partnerships.    6.1 Transmission Segment During  the  period  prior  to  the  restructuring  processes  outlined  above,  transmission  facilities  were  associated  with  generation  activities.   Thus,  the  same  entrepreneur  in  charge  of  building  a  power  plant  also had to lay the transmission system  as far as a point  defined through planning.  However, as already  explained,  this  approach  did  not  encourage  the  expansion  of  the  transmission  system,  as  the  Grantor  Authority was reluctant to acknowledge these costs.    The unbundling of the generation, transmission and distribution utilities, and above all the establishment  of the transmission segment as an area independent of the others, paved the way for private investors to  move into this field, which was previously dominated by state‐owned enterprises.    Based  on  these  precepts,  until  1999,  the  transmission  network  was  operated  solely  by  bundled  enterprises, with generation and transmission assets as well as distribution) facilities in some cases, or by  companies resulting from corporate spin‐offs during the privatization process that were still controlled by  the State.  50  However,  from  that  year  onwards,  an  expansion  process  was  launched  for  these  facilities,  based  on  auctions  to  select  the  business  groups  in  charge  of  the  construction  and  operation  of  the  network,  as  outlined by Brazil’s Power Sector Restructuring Project (RESEB) project.  Public utility service concessions  in the transmission segment are awarded to bidders offering the largest discount on the initial Permitted  Annual Revenues of the auction, meaning the lowest tariff for the system.    Since 1999, fifteen auctions have been held, with 67 projects awarded, with a total of 21,317 kilometers  of  transmission  lines.    These  auctions  attracted  the  public  and  private  capital,  with  private  capital  prevailing (13,250 kilometers in 39 transmission lines), in addition to public‐private involvement (12 lines  totaling 4,842 kilometers).  51  Major incentives for Private Sector participation in transmission auctions are:    System defined for this area, ensuring payback on investments throughout the entire concession  period.   The  tariffs  charged  by  the  transmission  utilities  are  regulated  by  a  newly‐implemented                                                               50  Atlas de Energia Elétrica do Brasil – 3rd Edition – ANEEL, 2008  51  New Model for Brazil’s Power Sector – Maurício Tolmasquim  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  49  revenue‐cap model, which establishes the ceiling revenues to be transferred to the company each  month,  as  payment  for  full  availability  of  the  transmission  line.    This  model  encompasses  incentives for pursuing cost efficiency, based on yardstick competition, reflected in regular tariff  reviews and price‐based auctions; and   As natural monopolies, these public utility services ensure shield investors against market swings.    Despite  its  advantages,  this  system  was  not  deployed  evenly  at  the  start.   As  transmission  assets  were  already in place during the power sector restructuring process in 1995 ‐ 1998, they were assessed by the  Regulator, which took into account return for non‐depreciated assets and the related operating costs, in  order to define the corresponding revenues.  The amounts calculated were withdrawn from the revenues  brought in through electricity sales to the existing concessionaires at that time, whose concessions were  divided between the generation and transmission segments.    Since then, new facilities have been auctioned off through the transmission auctions in batches attracting  bids from competitors, with no distinction between public or private capital.  This  outline  thus  leads  to  the  conclusion  that  there  are  different  concession  award  mechanisms,  depending on the type of transmission facility involved:    Facilities  in  place  by  1999:  assessed  by  the  Grantor  Authority  and  included  in  concession  agreements  awarded  to  the  companies  owning  the  assets,  largely  bundled  (power  generation,  transmission and distribution facilities);   New facilities, from 1999 onwards:    auctioned off and awarded to the bidder offering the lowest Permitted Annual Revenues for the  construction,  maintenance  and  operation  of  these  facilities  throughout  the  entire  concession  period (established by Federal Law Nº 9,074/1995, at 30 years open to extension for a further 30  years);   authorization for existing Concession Agreements: Resolution ANEEL nº 443/2011 defined which  facilities  are  rated  as  upgrades  and  improvements  to  the  existing  facilities,  authorized  for  the  owner  of  the  facility,  with  Additional  Permitted  Annual  Revenues  granted  for  these  projects,  awarded by the Grantor Authority to the concessionaires in question; and    Exclusive  Use  of  power  generation  complexes:  the  transmission  facilities  are  covered  by  the  concession award or authorization, being implemented by the entrepreneur which also maintains  them,  with  no  right  to  additional  return,  as  the  implementation  costs  were  included  in  the  sale  price of the power produced by these enterprises;   Private  participation  is  possible  through  all  these  mechanisms,  either  by  acquiring  existing  facilities,  or  through bidding in auctions selling off new transmission facilities.    6.2 Distribution Segment Although  the  General  Concessions  Act  (Federal  Law  Nº  8,987/1995)  stipulates  that  all  concessions  must  be  preceded  by  competitive  bidding  procedures,  this  did  not  occur  for  all  concessions  in  all  segments  at  the time when Brazil’s 1988 Constitution was promulgated, particularly in the distribution segment, which  were delegated through decrees prior to this event.  Consequently, private sector participation in distribution utilities  that were  previously state‐owned took  place  through  transferring  corporate  control,  with  the  sale  of  percentages  of  company  control  and  management to private groups that saw the lengthy concession period (up to 30 years, open to extension)  as an attractive investment.  However, at this stage the companies still remained bundled, meaning that  they continued to operate in the power generation, transmission and distribution segments.    50 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   During the first wave of changes, while the privatization logic of the 1990s still prevailed, government‐run  and  state‐owned  enterprises  were  acquired  by  the  private  sector,  with  the  duration  of  their  concession  agreements extended by Federal Law Nº 9,427/1996.  Furthermore, the promulgation of Federal Law Nº  9,074/1996  required  these  companies  to  be  unbundled,  spinning  off  segments  and  signing  concession  agreements for each of them, as explained below.  With  the  introduction  of  the  New  Model  for  Brazil’s  Power  Sector  in  2004,  there  was  a  wave  of  nationalization, in terms of the planning and expansion of this sector, although still with the intention of  stepping  up  competition  in  the  generation  and  trading  segments,  while  regulating  the  transmission  and  distribution  areas.    Consequently,  state‐owned  enterprises  with  planning  that  included  privatization  remained under State control, giving rise to the hybrid system still in place today.    Introduced by Federal Law Nº 9,074/1996 and altered by Federal Law Nº 10,848/2004, the unbundling of  distribution activities was a milestone for the participation of private capital in the Brazilian power sector.   The procedure prior to Law Nº 9,074/1996 hampered competition, due to the following aspects: 52   Bundled  companies  with  strong  market  control  can  block  the  entry  of  new  agents,  with  adverse  effects on competition;   This  hampers  the  discovery  of  self‐dealing  transactions,  meaning  cross‐subsidies  between  a  regulated  segment  (distribution)  and  a  competitive  segment  (generation),  even  if  limited.   Consequently, the earnings of a bundled company  might well not represent the  real situation of  each segment, and might even result in losses for consumers; and    With  a  single  enterprise  controlling  several  segments  in  a  single  area,  there  were  difficulties  in  paving the way for competition and / or inflows of new capital  to  the  market,  whether public or  private.    Separating these segments, as addressed in these Regulations, meant that the existing distribution utilities  were  not  auctioned  off,  as  they  owned  many  assets  that  were  not  depreciated,  with  investments  still  under  way.    It  was  thus  agreed  that  these  activities  must  be  separated,  with  each  segment  signing  a  Concession Agreement with the Grantor Authority, represented by ANEEL, through which the conditions  are established for rendering services to consumers, in addition to the obligations and penalties for failure  to comply with these conditions.    However,  this  attempt  was  not  successful,  as  unbundling  and  free  contracting  between  the  distribution  and  generation  segments  did  not  reach  the  desired  goals,  as  the  distribution  concessionaires  continued  to trade electricity only with generation utilities within their own groups, not encouraging competition.    This practice was addressed through the new model implemented in 2004, through the provision set forth  in  the  above‐mentioned  Federal  Law  Nº  10,848  /  2004,  making  power  purchases  a  regulated  activity.   Moreover, this provision stated that, under the aegis of the Brazilian Grid, concessionaires, permit‐holders  or  authorizees  offering  public  utility  distribution  services  could  not  engage  in  power  generation  or  transmission  activities,  or  any  other  activity  outside  the  purpose  of  the  concession,  permit  or  authorization.                                                                 52  Idem   B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  51  Thus, although Federal Law Nº 8,987/95 (General Concessions Act) assigned all the risks of the distribution  business to the entrepreneur53, investors initially viewed the Distribution Segment as a low‐risk business,  due to certain factors:    Possibility of gains in scale and on the market, as electricity consumption has been rising steadily  in Brazil since the mid‐1990s;   Possibility of gains in efficiency, as there is a manageable portion of the tariff through which the  entrepreneur  can  cut  costs  and  fine‐tune  procedures  in  order  to  boost  its  profits,  called  Regulation Through Incentives;   Absorption of gains in productivity through to the first regular tariff review, scheduled for four or  five years after the start of the concession; and    Low economic risk for the investment, due mainly to the fact the distribution activities constitute  a natural monopoly.    Consequently, private investors controlling private distribution enterprises had experienced a time of high  expectations  and  growth,  while  allocating  massive  investments,  justified  by  this  outlook  and  regulation  through incentives applied to the distribution tariffs.  However,  when  the  first  effects  of  private  management  began  to  appear  in  this  sector,  reflected  in  the  profits  brought  in  by  investors,  the  current  market  trend  began,  focused  on  gains  designed  to  ensure  moderate tariffs through the Regulator.  This policy has been pruning the earnings of entrepreneurs while  ratcheting up the risks involved in the distribution business.    Thus,  as  no  distribution  concessions  have  been  awarded  for  quite  some  time,  the  types  of  concession  open  to  private  capital  are  limited  to  transfers  of  corporate  control  in  the  current  operations,  similar  to  the situation in place during the 1990s.    As  an  example  of  this  motion,  it  is  possible  to  mention  some  acquisitions  occurred  in  the  sector.  This  is  the  case  of  CEMAR,  the  distribution  company  from  the  state  of  Maranhão  that  was  acquired  on  the  privatization process in 2000 by the group Pennsylvania Power & Light (PPL), and whose control changed  to  Equatorial  Energia  group  in  the  year  2004.  In  the  recent  case  of  Elektro,  the  management  of  the  distribution  company  responsible  for  supplying  223  cities  in  the  state  of  São  Paulo  and  other  05  in  the  state of Mato Grosso do Sul was acquired by Abengoa from Ashmore Energy International Limited (AEI),  being the first a Spanish company with other important participants in Brazil.   Among  the  transmission  companies  these  motions  are  much  more  frequent  and  varied.  It  can      be  mentioned  the  TSN  –  Transmissora  Sudeste  Nordeste  case,  which  was  controlled  by  the  Italian  group  Terna  S.p.A,  responsible  for  implementing  one  of  the  circuits  from  the  Brazilian  southeast/north  interconnection:  in  2009,  the  State  government  controlled  company  CEMIG  GT  has  acquired  its  control.  Furthermore,  there  is  the  case  of  State  Grid,  Chinese  company  that  acquired  the  control  of  the  Brazilian  transmission company Plena Transmissora in 2010.   With this background, the current context as outlined above is less focused on a policy of attracting private  capital to Brazil’s power distribution segment, thus dimming the appeal of this segment.                                                               53  Law Nº 8,987/1996, Article 2 Item II: “award of public utility service concession: the delegation of the rendering thereof by the Grantor Authority  through a competitive bidding procedure to a corporate entity or consortium of companies demonstrating the capacity to render such services at  its own account =and risk and for a specific period.”  52 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   7. LESSONS LEARNED AND IMPROVEMENTS PURSUED Private  sector  participation  in  power  distribution  and  transmission  activities  in  Brazil  was  effectively  introduced  through  the  restructuring  of  this  sector  from  1995  onwards,  with  a  specific  legal  framework  that  is  still  being  constantly  upgraded.   Legal  milestones  promulgated  in  1998  and  2004  are  particularly  noteworthy, with significant differences in approach between laws issued in 1998 and 2004.    The  initial  steps  focused  mainly  on  ensuring  that  this  sector  was  institutionally  well  structured  (with  a  Regulator,  Independent  Operator,  Wholesale  Electricity  Market  etc)  and  extremely  attractive  to  private  capital  (lower  risks,  concession  agreements  with  pre‐set  economic  clauses,  BNDES  financing  etc).   The  2004  laws  focused  more  on  supply  security  (contracting  100%  of  demand,  centralized  planning  and  a  steady flow of new enterprises to be auctioned off, etc.) as well as moderate tariffs (ban on self‐dealing,  splitting the market into regulated and open sectors, generation concessions awarded through the lowest  prices on the regulated market, etc).  Two aspects warrant particular attention in these drives to attract the private sector: the quest for more  efficient management of these utilities while expanding the scope of their services; and the introduction  of attractive conditions for new investors, without losing sight of the quest for moderate tariffs over the  medium term.  With  regard  to  the  efficiency  of  the  distribution  sector,  it  became  clear  that  private  sector  participation  enabled  solutions  and  levels  of  efficiency  significantly  higher  than  those  achieved  by  most  of  the  enterprises that remained under state control.  New procedures for procurement, for networks operation  and modernization and for improvement of customer services, and an entirely new approach for company  management  fueled  by  private  dynamics  paved  the  way  for  earnings  that  were  shared  with  customers  over time through their transfer to distribution service prices.     Among the factors driving this quest for efficiency were regulatory incentives offered to concessionaires,  which  could  absorb  gains  in  efficiency  between  two  consecutive  tariff  reviews  (periods  of  four  or  five  years,  depending  on  the  concession).   This  type  of  regulation  ensured  the  appeal  of  the  business,  with  beneficial effects for concessionaires over the short term, while paving the way for moderate tariffs over  the medium and long terms, as any gains in efficiency achieved by distribution utilities are absorbed into  the tariffs during the subsequent tariff cycle.  In brief, this ensures a trend towards fine‐tuning costs and  investments with positive repercussions for ensuring moderate tariffs.  For  the  transmission  concessions,  consisting  of  specific  enterprises  identified  through  centralized  government  planning,  public  auctions  pursued  efficiency  more  effectively  than  enterprises  whose  requested  revenues  were  tied  to  the  availability  of  the  assets  built,  maintained  and  operated  by  the  concessionaire.    Winning  a  public  auction  that  really  results  in  efficient  prices  is  the  outcome  of  efforts  directed  towards  lowering risks as much as possible, from the standpoint of the entrepreneur.  Thus, the regulation of this  segment shared out payments for transmission services rendered by these concessionaires among all the  parties accessing the Brazilian Grid (generation and distribution utilities and major consumers).   One  of  the  most  striking  lessons  learned  during  the  past  fifteen  years  of  experience  underscores  the  importance  of  implementing  the  concepts  developed.    Private  agents  entering  the  business  were  attracted by the recommended concepts, particularly with regard to the absorption of gains in efficiency  and  the  economic  regulation  established  in  the  contracts.    Better  understanding  by  society  of  the  regulatory tools deployed, as well as the actual functioning of this sector, frequently required significant  adjustments to the provisions and stances adopted by decision‐takers.  B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  53  This prompted a series of events that modified the conditions of the concepts as originally established:   The agents underestimated the risks of managing alterations to the energy, transmission and cost  components  built  into  the  distribution  tariffs  and  called  for  the  economic  neutrality  of  these  components  during  the  2001  energy  crisis;  this  was  implemented  immediately  to  some  extent,  and consolidated a few years later through amendments to the concession agreements.   The Regulator became deeply concerned with the profits brought in by some distribution agents,  resulting  in  the  introduction  of  mechanisms  ensuring  earlier  uptake  of  gains  in  efficiency,  in  contrast to the initial concept of absorbing tariff cycle gains only in the subsequent cycle;    The  understanding  of  the  economic  clause  in  the  new  transmission  concession  agreements  that  was  adopted  by  the  Federal  Fiscal  Regulator  (the  Federal  Audit  Court)  required  regular  tariff  reviews to be introduced during the past six years for these contracts, adjusting the value of the  return  intrinsically  built  into  the  winning  bid  presented  at  the  auction,  due  to  variations  in  financing conditions by government entities.   Service quality requirements became more important, and were included as items defining tariffs  for  power  distribution  utilities,  while  failure  to  comply  with  these  requirements  resulted  in  financial reimbursements for consumers by concessionaires; and   In some cases, in order to ensure sharp reductions in new transmission concession prices, bidder  qualification requirements were relaxed, with higher risks of failure to comply with the obligations  accepted by these agents.  This decision is one of the reasons behind the systematic delays noted  in the energization of major concessions in the Brazilian Grid, prompting the Regulator to review  the qualification requirements for new auctions that are being scheduled.    This  Report  confirms  the  regulatory  dynamics  that  address  the  management  of  a  strategic  area,  such  as  the  power  sector,  requiring  constant  adjustments  and  adaptations  in  order  to  keep  pace  with  changing  circumstances.   It  is  thus  important  to  have  a  legal  framework  in  place  that  is  firm  enough  to  establish  clear  conceptual  guidelines,  while  also  steering  the  regulatory  adjustments  that  become  inevitable  over  time.  In closing, it may be concluded that the efforts under way in Brazil to allow and encourage private sector  participation  in  the  power  transmission  and  distribution  segments  have  been  successful.   The  necessary  improvements that can always be implemented are pointing towards the consolidation of the conceptual  conditions  for  distribution  tariff  regulation,  avoiding  shifts  in  approach  for  each  four‐year  tariff  review  cycle.    In  the  transmission  segment,  more  stringent  qualification  requirements  are  needed  for  agents  bidding in new concession auctions, in order to minimize the risks of energization delays for projects that  are crucial for all users, thus underpinning nationwide power supply security for Brazil.    8. FINAL REMARKS This  case  study  was  conducted  on  the  basis  of  a  bibliographic  survey,  examination  of  the  pertinent  legislation and interviews with specialists (see table below) in a wide variety of areas who were (and still  are) involved in taking major decisions and implementing important actions related to the Brazilian power  sector, to whom I offer my thanks and attribute much of the knowledge conveyed here.    For preparing the text, the author was supported by priceless contributions from engineers Michele Nunes  Freires and Lorena Melo Silva, as well as economist Renata de Oliveira e Silva, who contributed greatly to  the depth of the information presented here.    54 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The text was translated into English by Carolyn Brissett, whose efforts allowed this survey to be of greater  use for the purposes of the World Bank.  Additionally,  engineer  Antonio  Marra  de  Lima  offered  an  effective  contribution  to  the  fine‐tuning  of  the  concepts and ideas presented here.  Finally, with the recommendation of Pedro Antmann and under the coordination of Victor Loksha, whose  ongoing  supervision  and  broad‐ranging  understanding  eased  difficulties  encountered  along  the  way,  it  was  possible  to  complete  this  Case  Study  on  the  Private  Sector  Participation  in  Brazil,  hoping  that  these  experiences  and  lessons  learned  will  ensure  a  smoother  path  for  all  countries  seeking  solutions  that  will  expand and enhance their electricity services.    Name  Role Played on the New Implementation Nowadays’ Activities She was one of the main sponsors on the  privatization process occurred during the  She is, nowadays, economist  governments of Fernando Collor and Fernando  and lawyer. Being in the  Elena Landau   Henrique Cardoso.    practice of law, she also deals  She headed, as the director of BNDES between  with Economic and  1994 e 1996, the Federal Government  Regulatory law issues.   Privatization National Program.  He was the Chief of Staff of the Minister of Mines  and Energy Dilma Roussef in 2003, moment on  Nowadays, he is the General‐ which he worked on the restructuring of MME  Director of Electric Energy  Nelson Hubner   and on the consolidation of the electric sector’s  National Agency (ANEEL)  New Model. He was the Minister of Mines and  since 13rd may 2009.   Energy between 24th may 2007 and 21st january  2008.   He was the president of ELETROBRAS between  He is member of the  1996 and 2001. Meanwhile, he was the president  Administration Council of  of Eletrobras Thermonuclear between 2000 and  CEMAR – Energy Company of  Firmino Ferreira  2001. He has also presided the distribution  Maranhão since 2004, also  Sampaio Neto   company COELBA for 14 years and was member  being Director President of  of several Administration Councils from electric  Equatorial Energy Group  sector companies such as CHESF, FURNAS,  since 2010.   Binational Itaipu, CEMIG, Eletrosul, and other.   He is the Director President –  Executive Board of  He was the Director President of VBC Energia S.A.  Neoenergia Group. He also is  from 1997 to 2004 and was the president of the  part of the Administration  Marcelo Maia de  Administration Council of CPFL – Piratininga  Council of ONS – National  Azevedo Corrêa   between 2001 and 2002. He was member of the  Operator of the System, in  Audit Council of RGE – Rio Grande Energia, from  addition to the councils of  1997 a 1999 and of CPFL – Paulista in 2000.   companies such as COELBA,  CELPE and other.   B r a z i l   C a s e   S t u d y   |  55  She started her career at CHESF – Hydroelectric  Company of San Francisco River, where she  stayed for 15 years. Between 1998 and 2000 she  worked for NERA‐ National Economic Research  She is the Regulation Director  Associates, in the United States, dealing with the  – Executive Board of  Solange Maria  economic and regulatory issues related to the  Neoenergia Group.   Pinto Ribeiro  electric energy industry restructuring. She has  accompanied RESEB – Brazilian Electric Sector    Restructuring Project, and between 2000 and  2004 she worked at the regulatory area of  Eletropaulo Metropolitana.   He was the Director of ANEEL from 2001 to 2005,  Executive‐ President of  and president of ABRACEEL (Brazilian Association  ABRACE (Brazilian  of the Electric Energy Trading Agents) from 2005  Association of Great  Paulo Pedrosa   to 2010. He has also worked at Eletronorte,  Industrial Consumers and  CHESF and at the Infrastructure Committee of the  Free Consumers of Electric  Brazilian Federal Senate.   Energy) since August 2010.  Now he is the associate  responsible for the  Between 2001 and 2002, he was the  infrastructure sector and  Otavio Castello  Infrastructure Director of BNDES – National Bank  member of the Executive  Branco   of Economic and Social Development.   Committee of Pátria  Investimentos, of which he is  part since 2003.   He was an employee of Eletrobras since 1971,  acting mainly on the electric operation planning  area of the former GCOI – Interconnected  He is currently the General  Hermes Chipp   Operations Coordination Group. Between 1998  Director of ONS.   and 2005 he was the director of the Operation’s  Planning and Programming area at ONS –  National Operator of the System.   He was the Executive Secretary of Ministry of  He is now president of  Mines and Energy between 2003 and 2005, when  Energy Research Enterprise  Dilma Roussef was the minister. During this time,  (EPE), and also member of  Maurício Tiomno  he coordinated several technical studies,  the National Energy Policy  Tolmasquim  including the establishment of the New Model of  Council (CNPE) and the  the Electric Sector. He was the provisional  Power Sector Monitoring  minister of Mines and Energy during 2005.  Committee (CMSE).     56 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s