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Foro Electroenergético - SICHAP. Componentes del Costo del servicio de Electricidad. Objetivos: describir los antecedentes, evolución historica, efectos probables de los mismos sobre la tarifa . CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD. INGRESOS. =.

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Foro Electroenergético - SICHAP

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Presentation Transcript


Foro Electroenergético - SICHAP

Componentes del Costo del servicio de Electricidad

Objetivos: describir los antecedentes, evolución historica, efectos probables de los mismos sobre la tarifa


CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE LA PRESTACIÓN

DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD

INGRESOS

=

EGRESOS

(POR LOS SERVICIOS

DE ELECTRICIDAD)

(REPRESENTA EL COSTO

DEL SERVICIO)


Costo del servicio de electricidad – Anexo C

El Costo del Servicio de Electricidad de la ITAIPU se compone de:

E1

= Utilidades del Capital (UC) (12% x CAPITAL x FA)

E2 y E3

= Cargas Financieras (CF) y Amortizaciones de los

Préstamos Recibidos (AP). (Ctos. de Financiamiento)

+

E4

= Royaltíes (RO) (650 x 4 x GWh x FA)

+

E5

= Resarcimientos de las Cargas de Administración

y Supervisión (RE) (50 x 4 x GWh x FA)

+

E6

= Gastos de Explotación (GDE) (Personal + Gastos Operativos)

+

E7

= Saldo de la Cuenta de Explotación (SCE)

+

Total

= COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

INGRESOS (PRECIO) = COSTO


COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU (CUSE) – TARIFA REGLAMENTO DEL ANEXO “C”

COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

TARIFA

=

POTENCIA DISPONIBLE PARA CONTRATACIÓN


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


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.


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

Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x 2,87 = US$ 34,3 millones (previsto para 2003)


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


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.


INTERESES

AMORTIZACIÓN

TOTALES

LINEA DE

Afectados

CREDITO

por:

US$ X MILLÓN

ELETROBRAS -

1.043,8

335,1

1.378,9 (*)

Factor de Ajuste

Linea B

ELETROBRAS -

9,9

6,9

16,8

Factor de Ajuste

PCO

Variación Real

BNDES

14,6

50,6

65,2

Vs.

Dólar

Bonos BRADY

38,3

28,9

67,2

Tasa Libor

Variación EURO

y Franco Suizo

Club de París

11,4

34,2

45,6

Vs.

Dólar

T O T A L

1.573,8

E2 y E2 -Cargas financieras y amortizaciones - 2003


E4 -Royalties

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 = 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,

Royalties = 75.170 x US$ 2.600 x 1,471 = US$ 287,4 millones (previsto para el 2003)


E4 -Royalties

- Antecedentes

- 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.

- 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


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


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)

Antecedentes:

- 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.


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


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.


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


Cesión de energía

Compensación x Cesión = 37.591,1 GWh x US$ (300 x 5,1) x 1,86= 104,2 millones (año 2007)

- Antecedentes

- Formaba parte de los componentes del Coste de Servicio de Electricidad, corregido posteriormente por Nota Reversal

- 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.


COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

AÑO 2007 (US$ X mil)

Utilidades de Capital

43.345,0

1,4%

Cargas Financieras y Amortización de

Préstamos

2.086.413,9

65,4%

364.816,6

11,4%

Royalties

+

Resarcimiento

28.062,8

0,9%

Gastos de Explotación

500.000,0

15,7%

Saldo Cuenta de Explotación

165.237,4

5,2%

Costo p/ Energía Garantizada 75.138,8 GWh

3.187.875,7


COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU (CUSE) – TARIFA - año 2007- REGLAMENTO DEL ANEXO “C”

3.187.875,7 (US$)

TARIFA

22,20 US$/KW

=

=

143.598.000 (KW)


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.

  • Momento propicio debido a la sintonía política existente entre Brasil, Argentina, Uruguay, y otros


DESCENSOS EXCEPCIONALES DELEMBALSE DE ITAIPU

UNA EVALUACION ECONOMICA DEL VALOR AGREGADO


MOTIVACIÓN

INGRESOS

=

EGRESOS

(POR LOS SERVICIOS

DE ELECTRICIDAD)

(REPRESENTA EL COSTO

DEL SERVICIO)


Cámara de Diputados – 1973

Comisión de Relaciones Exteriores – Dictamen de minoría

“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.”

ACLARACION:“establecido” debería referirse a ESTIMADO


ALGUNOS MECANISMOS CON VALOR AGREGADO

  • Aprovechamiento de la DEMANDA DE POTENCIA ADICIONAL

  • (“Ahorro” 1996: ANDE= 16 millones US$; ELETROBRAS= 100 millones US$)

  • Aprovechamiento de la ENERGIA EXCEDENTE

  • DESCENSOS EXCEPCIONALES DEL EMBALSE

  • Otros


EMBALSE – AGUAS ARRIBA

TURBINAS

SALTO BRUTO

VERTEDERO

RIO PARANAAGUAS ABAJO

Algunas conceptos…..


FAJA NORMAL DE OPERACIÓN - 220,50 a 219 msnm

SALTO BRUTO

TURBINADO

AFLUENCIA

POTENCIA = F (tur, salto)


OPERACIONES EXCEPCIONALES HISTORICAS

FAJA NORMAL DE OPERACIÓN : 220,50 A 219 msnm

NIVEL MINIMO

ALCANZADO

PERIODO

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


AÑOS 2001- 2002


Como podemos estimar su valor agregado?


AÑO 2006


AÑOS 2007 - 2008


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.


Consideraciones finales


MISION DE LA ITAIPU BINACIONAL

Generar energía eléctrica de calidad, con responsabilidad social y ambiental, impulsando el desarrollo económico, turístico y tecnológico, sostenible,en Brasil y en Paraguay.

Obra de hermandad

Para el desarrollo de ambos pueblos


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.”


MUCHAS GRACIAS


Mercado de

Corto Plazo

(PLD)

Energía

Verificada

Energía

Contratada

MERCADO DE CORTO PLAZO

PLD (Precio de Liquidación de Diferencias)

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

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 COMERCIALIZADA

EN EL MERCADO DE CORTO PLAZO

Debido a mayor

demanda del mercado

(eventual)

Energía

Verificada

Energía

Adicional

Energía

Prevista en Contratos

Energía Liquidada al valor de PLD

Energía

Generada GN

Generador N

Adicional GN

Energía

Generada G4

Generador 4

Energía

Generada G3

ENERGÍA GARANTIZADA

Generador 3

Adicional G3

Energía

Generada G2

Generador 2

Adicional G2

Energía

Generada G1

Generador 1


PRECIO DE LIQUIDACIÓN DE DIFERENCIAS

Tarifa con que se liquida la energía en el mercado de corto plazo.

ENTRADA

DE NUEVOS

PROYECTOS

DEMANDA DE

ENERGÍA DEL

SISTEMA

DISPON. DE EQUIPOS

DE GENERACION Y

TRANSMISION

CONDICIONES

HIDROLÓGICAS

PRECIO

COMBUSTIBLE

COSTO

DÉFICIT

MODELOS MATEMÁTICOS

(NEWAVE - DECOMP)

COSTO MARGINAL

POR PERIODO, SUB-SISTEMA

Y NIVEL DE CARGA

PLD

POR RESOLUCIÓN

DE LA CCEE

SEMANALMENTE


Retorno


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