1 Componentes del Costo del servicio de Electricidad Foro Electroenergético - SICHAP Foro Electroenergético - SICHAP Objetivos: describir los antecedentes, evolución historica, efectos probables de los mismos sobre la tarifa

2 = INGRESOSEGRESOS (POR LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD) (REPRESENTA EL COSTO DEL SERVICIO) CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD

3 El Costo del Servicio de Electricidad de la ITAIPU se compone de: = Utilidades del Capital (UC) (12% x CAPITAL x FA) = Cargas Financieras (CF) y Amortizaciones de los Préstamos Recibidos (AP). (Ctos. de Financiamiento) = Resarcimientos de las Cargas de Administración y Supervisión (RE) (50 x 4 x GWh x FA) = Royaltíes (RO) (650 x 4 x GWh x FA) = Gastos de Explotación (GDE) (Personal + Gastos Operativos) = Saldo de la Cuenta de Explotación (SCE) = COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD + + + + + E1 E2 y E3 E5 E4 E6 E7 Total Costo del servicio de electricidad – Anexo C INGRESOS (PRECIO) = COSTO

4 COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU (CUSE) – TARIFA REGLAMENTO DEL ANEXO “C” COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD POTENCIA DISPONIBLE PARA CONTRATACIÓN TARIFA =

5 E1 - Utilidades de Capìtal Anexo A Art. 6: “ El capital de la Itaipu será equivalente a 100.000.000 US$ (cien millones de dolares Americanos), pertenecientes a la ANDE y ELECTROBRÁS, por partes iguales e intransferibles”. Art. XV: 2º: La ITAIPU incluirá, en su costo de servicio, el monto necesario para el PAGO DE UTILIDADES. ANEXO C: III.1 …de utilidades del doce por ciento anual sobre su participación en el capital integrado

6 E1 - Utilidades de Capìtal Tratado, Artículo VIII (parágrafo único): “ Cualquiera de las Altas Partes Contratantes podrá, con el consentimiento de la otra, adelantarle los recursos necesarios para la integración de capital en las condiciones fijadas de común acuerdo” Antecedentes: la aplicación del 12% de utilidades sobre el capital integrado se fundamentó en el valor pagado usualmente a las Empresas concesionarias de servicios públicos de la época. La ELECTROBRÁS adelanta a la ANDE 50 millones de Dolares Americanos con una aplicación de interés de (12/2)%, a ser capitalizados anualmente e incorporados al valor principal por espacio de tiempo de 8 años, hasta el pago de la primera cuota de utilidad, seguido del periodo de amortización del préstamo durante 50 años. Se determinó que dicho pago sería en moneda Brasilera.

7 E1 - Utilidades de Capìtal Nota Reversal No 10/2000, del 13.11.2000, establece que a fin de mantener constante el valor de la moneda Americana, se considera la variación de los índices con relación al índice medio de 1975. Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x FA (año 2000) FA (factor de ajuste) = 1 + Vig + Vcp Vig= Variación porcentual del Índice Medio Anual del “ Industrial Goods”, en los Estados Unidos de América, relativo al mismo índice medio de 1975 Vcp= Variación porcentual del Índice Medio Anual del “ Consumer Price”, de los Estados Unidos de América, relativo al mismo índice medio de 1975 Vcp= Variación porcentual del Índice Medio Anual del “ Consumer Price”, de los Estados Unidos de América, relativo al mismo índice medio de 1975 Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x 2,87 = US$ 34,3 millones (previsto para 2003)

8 E2 y E2 - Cargas financieras y amortizaciones Anexo C : El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales: III.2: El monto necesario para el pago de las cargas financieras de los prestamos recibidos. III.3: El monto necesario para el pago de la amortización de los prestamos recibidos. Antecedentes Art. IX, Tratado: Los recursos complementarios a la Integración de Capital, necesarios para los estudios, construcción y operación de la Central Hidroeléctrica serán aportadas por las Altas Partes Contratantes o por la ITAIPU obtenidas mediante operaciones de créditos

9 E2 y E2 - Cargas financieras y amortizaciones Porqué ELECTROBRAS? : Los créditos otorgados por cualquier agencia multilateral condicionaba que necesariamente, se debía realizar un llamado a licitación pública internacional para contratistas y fabricantes de todo el mundo, ello estaría de contramano con el Art. XI del Tratado, en la establece, que en lo posible se potenciará a los contratistas y fabricantes de las partes signatarias, para esa situación se adaptaba mejor la operación de préstamo con la ELECTROBRAS. El primer gran préstamo desembolsado por la ELECTROBRAS fue en noviembre de 1975, por un valor equivalente de US$ 2,5 mil millones, con garantía del tesoro Brasileño, a ser desembolsado entre los años 1975 y 1989, con plazo de gracia hasta 1984, con plazo de amortización de 1985 al 2023.

10 E2 y E2 - Cargas financieras y amortizaciones - 2003 INTERESESAMORTIZACIÓNTOTALES ELETROBRAS - Linea B 1.043,8335,1 1.378,9 (*) Factor de Ajuste ELETROBRAS - PCO 9,96,916,8 Factor de Ajuste BNDES14,650,665,2 Variación Real Vs. Dólar Bonos BRADY38,328,967,2 Tasa Libor Club de París11,434,245,6 Variación EURO y Franco Suizo Vs. Dólar T O T A L1.573,8 Afectados por: LINEA DE CREDITO US$ X MILLÓN

11 E4 - Royalties Royalties = Energía Generada (*) x US$ (650 x 4,0) x FA - (*) A modo de previsión se considera, 75.170 GWh, que corresponde a la Energía Garantizada de la Central, Art. XV: 1º: La ITAIPU pagará a las Altas Partes Contratantes, en montos iguales, “royalties” en razón de la utilización del potencial hidráulico. ……“Se paga regalías al dueño, porque hay un reconocimiento de nuestro condominio irrestricto a las aguas del río Paraná (Senador Carlos Saldivar). Royalties = 75.170 x US$ 2.600 x 1,471 = US$ 287,4 millones (previsto para el 2003)

12 E4 - Royalties - 4,0 Es un valor cte. Incluido por Nota Reversal, No 3, del 28 de enero de 1986, se aplicaron sucesivamente valores crecientes a partir de 3,5 hasta llegar a 4,0 en 1992, se mantiene hasta hoy dicho valor. - FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig - Valor 650; de acuerdo a investigaciones, concluimos que luego de años de discusión en la época de la elaboración del Tratado, no visualiza un origen claro, sin embargo establece que los 650 USS por cada millón de Kilovatiohora generado y medido en la Central, equivale aproximadamente al 13 % del precio de la energía en el mercado Brasileño de la época. - Antecedentes

13 E5 - Resarcimientos de las cargas de administración y supervisión Anexo C : El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales: III.5: El monto necesario al pago, a la ANDE y a la ELETROBRAS, en partes iguales, a título de resarcimiento de las cargas de administración y supervisión relacionadas con la ITAIPU, calculadas en el equivalente de cincuenta dólares de los Estados Unidos de América por gigawatt-hora generado y medido en la central eléctrica. Resarcimientos = Energìa Generada (*) x US$ (50 x 4,0) x FA - (*) A modo de previsión se considera, 75.170 GWh, que corresponde a la Energía Garantizada de la Central, - 4,0 Es un valor cte mantenido a partir de 1992 (criterio ant.) - FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig

14 E5 - Resarcimientos de las cargas de administración y supervisión Resarcimientos = 75.170 x US$ (50 x 4,0) x 1,471= US$ 22,1 millones (año 2003) Antecedente s: - Valor 50: luego de pesquisas realizadas, este valor de 50 dólares por cada millón de Kilovatioshora, es un desprendimiento del análisis realizado en la época para el cálculo de pago por compensación de energía.

15 E6 - Gastos de explotación Anexo C : El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales: III.6: El monto necesario para cubrir los gastos de explotación. Gastos destinados a: Operación y Mantenimiento de la Central Personal Desarrollo regional (Gastos sociales) Seguro de las instalaciones

16 Saldo de la cuenta de explotación Anexo C : El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales: III.7: El monto del saldo, positivo o negativo, de la cuenta de explotación del ejercicio anterior. Los ingresos solo dependen de la Tarifa previamente adoptada para el ejercicio. Los egresos de explotación realizados pueden resultar diferentes de lo previsto, por lo tanto la diferencia entre lo efectivamente realizado y lo previsto para el costo del servicio es el SALDO DE CUENTA DE EXPLOTACION.

17 Cesión de energía TRATADO Art. XV: 3º: La ITAIPU incluirá, además, en su costo de servicio, el monto necesario para compensar a la Alta Parte Contratante que ceda energía a la otra. Anexo C : III.7: El monto necesario para la compensación a las Altas Partes Contratantes, equivalente a trescientos dólares de los Estados Unidos de América, por Gigawat-hora cedido a la otra Alta Parte Contratante. Esta compensación se efectuará mensualmente en la moneda disponible por la ITAIPU. Cesión = Energía Cedida (*) x US$ (300 x 5,1) x FA - (*) Es la energía medida y facturada en el periodo correspondiente - 5,1 Es un valor aplicado a partir del año 200 - FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig

18 Cesión de energía Compensación x Cesión = 37.591,1 GWh x US$ (300 x 5,1) x 1,86= 104,2 millones (año 2007) - Valor 300; de acuerdo a investigaciones, concluimos que luego de años de discusión en la época de la elaboración del Tratado, no visualiza un origen claro, sin embargo establece que los 300 USS por cada millón de Kilovatiohora generado y medido en la Central, equivale aproximadamente al 50 % del valor aplicado al los Royalties. - Antecedente s - Formaba parte de los componentes del Coste de Servicio de Electricidad, corregido posteriormente por Nota Reversal

19 43.345,0 Utilidades de Capital 1,4% 2.086.413,9 Cargas Financieras y Amortización de Préstamos 65,4% 364.816,6 Royalties 11,4% 28.062,8 Resarcimiento 0,9% 500.000,0 Gastos de Explotación 15,7% 165.237,4Saldo Cuenta de Explotación 5,2% 3.187.875,7 Costo p/ Energía Garantizada 75.138,8 GWh COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD AÑO 2007 (US$ X mil) +

20 COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU (CUSE) – TARIFA - año 2007 - REGLAMENTO DEL ANEXO “C” 3.187.875,7 (US$) 143.598.000 (KW) TARIFA = = 22,20 US$/KW

21 CONCLUSIÓN Los criterios utilizados para definir los valores de estos componentes podrían ser reevaluados a fin de adaptarse a las intenciones de mejoramiento de los beneficios obtenidos por ambas partes, visando la conformidad de los pueblos.Los criterios utilizados para definir los valores de estos componentes podrían ser reevaluados a fin de adaptarse a las intenciones de mejoramiento de los beneficios obtenidos por ambas partes, visando la conformidad de los pueblos. Momento propicio debido a la sintonía política existente entre Brasil, Argentina, Uruguay, y otrosMomento propicio debido a la sintonía política existente entre Brasil, Argentina, Uruguay, y otros

22 DESCENSOS EXCEPCIONALES DEL EMBALSE DE ITAIPU UNA EVALUACION ECONOMICA DEL VALOR AGREGADO

23 = INGRESOSEGRESOS (POR LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD) (REPRESENTA EL COSTO DEL SERVICIO) MOTIVACIÓN

24 Cámara de Diputados – 1973 “El precio de la energía a producirse ha sido establecido por los negociadores en el equivalente a 0,63 Gs/KWh, el mismo analizado hoy día y considerando la constante alza de los precios de la materia energética en el mundo entero resulta sumamente bajo. De ello deriva sin lugar a dudas otra razón mas de desigualdad entre el Paraguay no comprador y el Brasil comprador en perjuicio de nuestro país. Cabe aquí reiterar que el precio igual al costo y que siendo el Brasil el principal comprador, o quizás el único, el gran beneficiado será el Brasil.” Comisión de Relaciones Exteriores – Dictamen de minoría ACLARACION:“establecido” debería referirse a ESTIMADO

25 ALGUNOS MECANISMOS CON VALOR AGREGADO 1. 1.Aprovechamiento de la DEMANDA DE POTENCIA ADICIONAL (“Ahorro” 1996: ANDE= 16 millones US$; ELETROBRAS= 100 millones US$) 2. 2.Aprovechamiento de la ENERGIA EXCEDENTE 3. 3.DESCENSOS EXCEPCIONALES DEL EMBALSE 4. 4.Otros

26 Algunas conceptos….. EMBALSE – AGUAS ARRIBA RIO PARANA AGUAS ABAJO SALTO BRUTO TURBINAS VERTEDERO

27 FAJA NORMAL DE OPERACIÓN - 220,50 a 219 msnm SALTO BRUTO AFLUENCIA TURBINADO POTENCIA = F (tur, salto)

28 OPERACIONES EXCEPCIONALES HISTORICAS Noviembre/1999 a marzo/2000 215,34 m Setiembre/2001 a Febrero/2002 217,60 m Enero a marzo/2004 218,59 m Agosto a diciembre/2006 218,09 m Noviembre/2007 a Marzo/2008 217,97 m PERIODO NIVEL MINIMO ALCANZADO FAJA NORMAL DE OPERACIÓN : 220,50 A 219 msnm

29 AÑOS 2001- 2002

30 Como podemos estimar su valor agregado?

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32 AÑO 2006

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35 AÑOS 2007 - 2008

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38 Conclusiones y Recomendaciones 1. La operación de descenso excepcional del embalse genera “valores agregados” al sistema que consume la energía adicional 2. Recomendamos cuantificar los beneficios o valores agregados de los diferentes mecanismos de la IB, en especial de aquellos que no participan de la ecuación precio=costo.

39 Consideraciones finales

40 MISION DE LA ITAIPU BINACIONAL Obra de hermandad Obra de hermandad Para el desarrollo de ambos pueblos Para el desarrollo de ambos pueblos Generar energía eléctrica de calidad, con responsabilidad social y ambiental, impulsando el desarrollo económico, turístico y tecnológico, sostenible,en Brasil y en Paraguay.

41 LULA PRIMER ENCUENTRO ENCUENTRO LUGO-LULA “Un país desarrollado no puede desarrollarse a costa de un país vecino y menos desarrollado.” REUTERS-EFE (21/07/2008) “Brasil tiene que asumir definitivamente la responsabilidad de la integración de América del Sur. Brasil es la mayor economía, el país más industrializado, la economía más fuerte y el mayor PIB. Por lo tanto, Brasil necesita tener conciencia de que la integración de América del Sur depende de sus gestos. Brasil no quiere tener hegemonía en su realción con ningún país. Lo que queremos es construir sociedades.”

42 MUCHAS GRACIAS

43 MERCADO DE CORTO PLAZO PLD (Precio de Liquidación de Diferencias) Las diferencias positivas o negativas de energía, son liquidadas y valorizadas al PLD (Precio de Liquidación de las Diferencias) fijado y publicado semanalmente por la CCEE Energía Contratada Energía Verificada Mercado de Corto Plazo (PLD) El Mercado de Corto Plazo contempla las diferencias entre la energía efectivamente producida y la que fue contratada, contabilizada por la Cámara Comercializadora de Energía Eléctrica - CCEE

44 Energía Generada G1 Energía Generada G2 Energía Generada G3 Energía Generada G4 Energía Generada GN Energía Adicional ENERGÍA GARANTIZADA Adicional GN Adicional G3 Adicional G2 ENERGÍA COMERCIALIZADA EN EL MERCADO DE CORTO PLAZO Generador 1 Generador 2 Generador 3 Generador 4 Generador N Energía Liquidada al valor de PLD Energía Prevista en Contratos Energía Verificada Debido a mayor demanda del mercado (eventual)

45 CONDICIONES HIDROLÓGICAS PRECIO COMBUSTIBLE COSTO DÉFICIT DEMANDA DE ENERGÍA DEL SISTEMA ENTRADA DE NUEVOS PROYECTOS DISPON. DE EQUIPOS DE GENERACION Y TRANSMISION MODELOS MATEMÁTICOS (NEWAVE - DECOMP) COSTO MARGINAL POR PERIODO, SUB-SISTEMA Y NIVEL DE CARGA PLD POR RESOLUCIÓN DE LA CCEE SEMANALMENTE PRECIO DE LIQUIDACIÓN DE DIFERENCIAS Tarifa con que se liquida la energía en el mercado de corto plazo.

46 Retorno

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