6 puntos soberania itaipu

negociación de Itaipú - cebh 1

Las negociaciones del Paraguay con el Brasil sobre

Itaipú.

Comisión de Entes Binacionales Hidroeléctricos (CEBH)

Ministerio de Relaciones Exteriores (MRE)Asunción, abril de 2009


INDICE• A. Antecedentes y definiciones.• B. Que le ha propuesto el Paraguay al Brasil.• 1. Soberanía hidroeléctrica (libre disponibilidad de la energía).• 2. Precio justo.• 3. Revisión de la deuda y eliminación de parte ilegítima.• 4. Administración paritaria.• 5. Transparencia y control• 6. Ejecución de obras faltantes.

• C. Qué le ha propuesto el Brasil al Paraguay.• D. Qué le respondió el Paraguay al Brasil.• E. Posibilidades de acuerdo.• F. Los ejemplos de Panamá y Bolivia.


A. Antecedentes y definiciones (1).Acta de Foz de Yguazú.

• El Paraguay y el Brasil tenían un diferendo en la zona del Salto del Guairá, principal factor de la futura generación hidroeléctrica de los desniveles del limítrofe río Paraná.

• El 22 de junio de 1966 se firmó el Acta de Foz de Yguazú, donde se reconoce:

• A. Que la energía será dividida en partes iguales.

• B. Que el Brasil tiene el derecho de preferencia en la adquisición de la energía paraguaya, con lo que se reconoce la soberanía hidroeléctrica paraguaya (vender a terceros).

• C. Que, para la energía paraguaya que adquiera, el Brasil está obligado a pagar un “justo precio”.

• Esta Acta fue la base del tratado de Itaipú.


A. Antecedentes y definiciones (2).Qué establece el tratado

• Incorpora al Acta de Foz de Yguazú en su Preámbulo.

• Establece (art. XIII) que la energía será dividida en partes iguales.

• Establece el “derecho de adquisición” de la energía que no utiliza el otro socio, sin utilizar la palabra “preferente”.

• Tiene tres anexos (A, B y C).• En el Anexo A se establece la

administración del ente, donde se concentran decisiones de energía y finanzas.

• En el Anexo B se establecen las obras a ejecutar, entre ellas las subestaciones seccionadoras y las obras de navegación.

• El Anexo C establece las condiciones de venta de la electricidad:

• A. Que se debe contratar toda la potencia instalada.

• B. Que la tarifa debe ser siempre igual al costo (el resultado del ejercicio anterior se incluye en el costo).

• C. El cálculo del costo es por el pasivo, incluyéndose en el costo las cargas financieras y la amortización de los créditos contratados.

• D. Se establece un factor de ajuste de los beneficios en base al oro. Por nota reversal n° 1 de 1974 se fija que el factor de ajuste debe seguir variaciones del costo de la obra y el costo del servicio eléctrico.

• E. Que en el año 2023 se deben revisar las disposiciones del Anexo C según contratación de potencia y amortización de deudas.


A. Antecedentes y definiciones (3).Potencia.

• El proyecto inicial de Itaipú contemplaba la instalación de 14 unidades de 700 MW cada una, ampliándose antes del inicio de su construcción a 18 unidades, si bien se dejó lugar para 2 unidades más (NR N° 20 del 30.10.1978).

• En 1979 se firmó el Acuerdo Tripartito con la Argentina, estableciéndose los límites de variación de los niveles del río Paraná y que no podrá haber una operación simultánea mayor a 18 unidades.

• Consiguientemente, la potencia instalada se acordó que fuera de 12.600 MW.

• Al mismo tiempo, en Itaipú se definió que:

• (a) dos unidades deberían quedar para mantenimiento y reparación,

• (b) se debía reservar potencia para mantener la frecuencia de la red; y,

• (c) se debía restar también el consumo propio de la usina.

• En función a ello, Itaipú definió que, sobre 12.600 MW instalados, se podían contratar 10.787 MW (potencia contratada).

• Particularmente objetable es que la potencia reservada (en torno a 427 MW) no se cobre a los sistemas eléctricos que mayoritariamente (Brasil) reservan esta potencia.

• Ahora, con 14.000 MW instalados, Itaipú ha elevado la potencia contratada a 12.135 MW.


A. Antecedentes y definiciones (4).Potencia.

• La potencia instalada aumentó de 12.600 a 14.000 MW con la instalación de 2 unidades más.

• También aumentó la potencia contratada de 10.787 a 12.135 MW.

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0

14

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0

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7 12

13

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Con 18unidades

Con 20unidades


A. Antecedentes y definiciones (5).Energía.

• Itaipú fue proyectada en base a una “energía firme” de 61.920 GWh/año, según el Estudio de Factibilidad (IECO/ELC), que es la energía que podría producir la central con seguridad aún con el menor caudal previsible (histórico).

• Cuando comenzó a operar Itaipú, se estableció que había una “energía de prueba” (operación durante 60 días de cada unidad), la que fue entregada inicialmente al Brasil sin costo, si bien el Paraguay tuvo igual cantidad de energía gratuita (hasta 1997), bajo el nombre de “energía de prueba”.

• De 1997 a 2002 se estableció otra energía gratuita, denominada “energia de transición”, también en partes iguales.

• En el año 2002 Itaipú establece el concepto de “energía garantizada” igual a unos 75.000 GWh/año, que es la energía que estadísticamente, con un riesgo menor a 5%, generará Itaipú y que se entrega (con “garantía”) asociada a la “potencia contratada”.

• La tarifa de la “energía garantizada” es aproximadamente 42 US$/MWh.

• Itaipú generó en promedio de los últimos 10 años 90.000 GWh/año.

• La energía que se genera por encima de 75.000 GWh/año es la “energía adicional a la garantizada”, igual a (90.000 – 75.000 =) 15.000 GWh/año.

• La “energía adicional a la garantizada” se entrega a una tarifa reducida, igual a 5,2 US$/MWh.


• Antecedentes y definiciones (6).Definiciones sobre tarifa y costo.

• Tarifa o precio de la energía garantizada: es igual al costo del servicio (CS), para la energía garantizada de ambos países cuando éstos la consumen (42 US$/MWh). Se le suma al costo del servicio (CS) la compensación por la cesión (CC), cuando el Brasil compra la energía paraguaya (45 US$/MWh).

• Costo del Servicio (CS): es la suma, según el Anexo C del tratado, de (i) el servicio de la deuda, que incluya a la amortización y las cargas financieras (intereses) de la deuda, (ii) los beneficios comunes para ambas partes, que incluyen utilidades, royalties, y resarcimiento, (iii) gastos de explotación y (iv) resultado del ejercicio anterior.

• Compensación por la cesión (de energía): es el único beneficio por exportación de la energía paraguaya al Brasil.

• Beneficios totales que recibe el Paraguay: es la suma de (i) royalties, (ii) resarcimiento, (iii) utilidades sobre el capital integrado y (iv) compensación por la cesión de energía.

• Beneficios (previstos en el tratado): denominación genérica de royalties, resarcimientos, utilidades y compensación por la cesión de energía.

• Beneficios comunes (para ambas partes): son los royalties, resarcimiento y utilidades, que están establecidos en el tratado.

• Tarifa o precio de la energía no garantizada: Es la suma de los beneficios comunes, cuando cada país consume su parte (5,2 US$/MWh). Se le agrega la compensación por la cesión, cuando el Brasil adquiere la energía no garantizada paraguaya.

• Precio de venta de la energía paraguaya de Itaipú a un tercero: no se registró ningún caso aún, pero de existir es la suma del costo del servicio (CS) más la ganancia por exportación del Paraguay.

• Ganancia por exportación (a un tercero): es la diferencia entre el precio de venta a un tercero y el costo del servicio (CS). Es un concepto equiparable a la compensación por la cesión de energía.


A. Antecedentes y definiciones (7). Costo Común del servicio de electricidad (energía

garantizada). En US$/MWh.• En términos de costos

unitarios, el servicio de la deuda llega a casi 28 US$/MWh (para la energía garantizada).

• Los gastos de explotación a casi 9 US$/MWh y los beneficios comunes (royalties, resarcimiento y utilidades) a poco más de 5 US$/MWh.

• El costo total (común) es de casi 42 US$/MWh.

27,8

8,6

5,2

41,6

0

10

20

30

40

50

Costo, US$/MWh

servicio deuda

gastos explotación

beneficios comunes

total


A. Antecedentes y definiciones (8).Tarifa de la energía garantizada exportada es de 45 US$/MWh y compensación es de sólo 3 US$/MWh.

• El beneficio paraguayo por exportar energía garantizada es de tan sólo 3,1 US$/MWh.

• El costo del servicio es, como se vio, de casi 42 US$/MWh.

• La compensación es tan sólo de un 7% de la tarifa total, igual a casi 45 US$/MWh.

41,6

3,1

44,7

0

10

20

30

40

50

Costo, US$/MWh

costo común del serviciocompensación

precio energía paraguaya garantizada


A. Antecedentes y definiciones (9).Energía no garantizada, casi gratuita.

• La energía no garantizada tiene un costo apenas de los beneficios comunes (royalties, resarcimientos y utilidades), igual a 5,2 US$/MWh.

• Si el Brasil lleva energía no garantizada paraguaya, se le agrega 3,1 US$/MWh de compensación.

• Lleva, entonces, una energía no garantizada paraguaya extremadamente barata, igual a 8,3 US$/ MWh.

• La energía garantizada cuesta, en cambio, 42 US$/MWh.

5,23,1

8,3

41,6

0

25

50

Costo, US$/MWh

energía no garantizada brasileñacompensaciónenergía paraguaya no garantizadaenergía garantizada


A. Antecedentes y definiciones (10).Brasil lleva 80% de energía no garantizada, casi

gratuita.• El 80% de la energía no

garantizada (unos 12.000 GWh/año) lleva el Brasil

• Al Paraguay le restan apenas 3.000 GWh/año (20%).

• De su parte propia (7.500 GWh/año) el Brasil lleva energía no garantizada a 5,2 US$/MWh y la parte paraguaya a 8,3 US$/MWh.

• El costo del servicio de la energía garantizada es, como se vio, de 41,6 US$/MWh.

• La repartición de esta energía casi gratuita debe ser en partes iguales (art. XIII, tratado de Itaipú), lo que NO se hace.

80

20

0

25

50

75

100

Brasil Paraguay

%


A. Antecedentes y definiciones (11). Deuda de Itaipú.

• La deuda de Itaipú luego de 2 años de operación (fin 1986) llegaba a 14.497 M US$.

• El saldo de la deuda a fin de 1991, cuando Itaipú estaba terminada, llegó a 16.901 M US$.

• A fines del 2007, luego de más de 20 años de “amortizar” la deuda su saldo era superior, igual a 18.701 M US$.

14497

1690118701

0

5000

10000

15000

20000

1986 1991 2007

Deuda, M US$


A. Antecedentes y definiciones (12). Amortización de la deuda de Itaipú.

• Itaipú registra que se amortizaron 16.400 millones US$ entre 1987 y 2007.

• El saldo de la deuda era de 14.497 M US$ a fines de 1986 y de 16.901 M US$ a fin de 1991.

• Llama la atención que, pese a registrarse amortizaciones superiores al saldo de la deuda, tal deuda creció a 18.701 al 2007.

14497

1690116400

18701

0

5000

10000

15000

20000

Deuda 1986 Deuda 1991 Amortización1987-2007

Deuda 2007

Deuda yamortización, MUS$


A. Antecedentes y definiciones (13). Tarifa por debajo del costo.

• ELETROBRAS calculó en 1985 que, para pagar la deuda en el 2023, la tarifa debía ser de algo más de 17 US$/kW-mes constante en el tiempo.

• Igual conclusión encontró la Dirección Financiera brasileña (costo = 17 US$/kW-mes).

• A pedido de las empresas eléctricas brasileñas FURNAS y ELETROSUL, Itaipú fijó la tarifa de 10 US$/kW-mes.

• Debido a ello, hoy la tarifa es de 22,50 US$/kW-mes (porque no se pagó a tiempo la deuda).

17,4 17,1

10,0

22,5

0

10

20

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19

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19

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Costo delservicio y tarifa,US$/kW-mes


B. Qué le ha propuesto el Paraguay al Brasil.

• 1. Recuperación de la soberanía hidroeléctrica (libre disponibilidad de la energía), en el marco del derecho de preferencia y de la integración regional.

• 2. Precio justo para la energía exportada al Brasil.

• 3. Revisión de la deuda y eliminación de porción ilegítima.

• 4. Paridad en el manejo.• 5. Control y

transparencia.

• 6. Terminación de obras faltantes (subestación seccionadora y obras de navegación).


1. Soberanía hidroeléctrica (a).Depende de la voluntad del presidente brasileño.

• Otros mercados pagan mucho más (Chile ofrece 20 veces más de ganancias por exportación que de compensación, según oferta concreta).

• No hace falta renegociar el tratado, pues:

• A. El Paraguay no renunció a su soberanía.

• B. El Acta de Foz de Yguazú está incorporada al Preámbulo del tratado y forma parte de él.

• Hace falta, apenas, interpretar correctamente el tratado.

• Depende de la voluntad política del PE brasileño.


1. Soberanía hidroeléctrica (b).Chile paga mucho más.

• El mercado chileno puede pagar una tarifa (120 US$/MWh) mucho mayor a la tarifa a la cual retira el Brasil la energía garantizada paraguaya (45 US$/MWh).

• Aún cuando los costos de exportar a Chile son mayores (60 US$/MWh) que el costo del servicio de Itaipú (42 US$/MWh), la ganancia por exportación a Chile (60 US$/MWh) es unas 20 veces el único beneficio por exportación al Brasil, la compensación, de 3 US$/MWh.

45

3

120

60

0

50

100

150

Brasil Chile

Tarifa/precio venta, US$/MWh

Ganancia/compensación por cesiónUS$/MWh


1. Soberania hidroeléctrica (c).Se puede aceptar gradualidad.

• La gradualidad puede ser:

• A. Mientras no exista una interconexión entre Itaipú y Yacyretá, que el Paraguay pueda exportar la “energía adicional a la firme” al Brasil.

• B. Cuando exista interconexión entre Itaipú y Yacyretá, que el Paraguay pueda exportar a terceros en base a la capacidad de la red.

• C. Desde 2023, disponer libremente de la totalidad.


• Soberania hidroeléctrica (d).Marco de integración. Todos ganamos.

• La soberanía paraguaya debe darse en el marco de la integración energética.

• El 85% de la electricidad exportada tiene su origen en el Paraguay.

• Y no podemos disponer libremente de la misma!!!.

• En la región, no hay otra interconexión tan potente como la que se puede haber entre Itaipú y Yacyretá.

• Brasil (15.000 M US$) y Argentina (4.000 M US$) tuvieron pérdidas enormes estos años, que se pueden evitar.

• Todos podemos ganar.


• Soberanía hidroeléctrica (e).Si energía paraguaya es cara, está resuelto el problema.

• El Brasil dice que la energía paraguaya de Itaipú le resulta relativamente cara y, por eso, no nos puede pagar más.

• Entonces, está resuelta la cuestión de la soberanía, pues el Paraguay no le quiere perjudicar al Brasil con una energía que el Brasil dice que es cara.

• Al vender el Paraguay su energía a terceros, serán éstos los que pagarán un precio justo.

• Al tener el Brasil energías más baratas (como dice tener, en el río Madeira, por ejemplo), saldrá ganando.

• Además, todos ganarán con la integración eléctrica a crearse.


• Soberanía hidroeléctrica (f).Derecho al 50% de la energía barata.

• El artículo XIII del tratado establece que la energía generada será dividida en partes iguales.

• Las energías más baratas (como la energía “de prueba” y la “de transición”) se repartieron en partes iguales.

• Desde el 2002, en cambio, la “energía adicional a la garantizada” es llevada por el Brasil en un 80% y al Paraguay le resta apenas 20%.

• El Paraguay reclama el cumplimiento del artículo XIII del tratado.


• Soberanía hidroeléctrica (g).Derecho al 50% de la potencia gratuita.

• El sistema eléctrico brasileño ha reservado una considerable cantidad de potencia para mantener la frecuencia de su red.

• No ha pagado por esta potencia disponible asì reservada, como exige el tratado.

• El Paraguay también reservó potencia para su red, pero mucho menos.

• Corresponde que el Paraguay acceda a igual cantidad de potencia gratuita.


2. Precio justo (a).Definición de precio y beneficio justos.

• Lo que el Paraguay reivindica es una compensación justa (CJ), igual a la diferencia entre el precio justo (PJ) y el costo del servicio (CS).

• Para que la compensación sea efectivamente justa, el precio debe ser el del mercado (regulado) real en el Brasil y el costo del servicio no debe incluir la parte ilegítima de la deuda.

• Decimos “precio regulado” en el mercado mayorista eléctrico, porque el “mercado libre” es inestable, en tanto que el “regulado” se contrata a largo plazo.

• También decimos que el costo del servicio debe ser el legítimo, es decir, sin las deudas que deben ser pagadas por quienes la generaron, en un alto porcentaje las empresas eléctricas brasileñas.


2. Precio justo (b).A precio del mercado regulado brasileño y reduciendo costos, el

Paraguay debería recibir 1.300 M US$/año más.

• Según estudio de la ANDE, la “compensación justa” por la exportación de la electricidad paraguaya al Brasil, a su mercado regulado, estaría en torno a 900 millones US$/año en 2009 (800 millones US$/año más que lo actual, igual a 100 millones US$/año).

• Este cálculo se realizó sin reducir los costos del servicio de electricidad.

• Si se reduce la deuda a la mitad, el costo del servicio de electricidad puede reducirse en 1.000 millones US$/año (el total del servicio de la deuda es de más de 2.000 millones US$/año).

• Consiguientemente, la compensación paraguaya puede subir, por este último factor, en 500 millones US$/año.


2. Precio justo (c).Escasa incidencia en tarifa brasileña.

• El consumo eléctrico del Brasil está en el orden de 400 millones de MWh/año.

• Si los beneficios justos paraguayos fueran de 1.200 millones US$/año, la incidencia sobre la tarifa (sin considerar reducción de costos) sería como máximo de (1.200 : 400 =) 3 US$/MWh.

• Para una tarifa promedio de 100 US$/MWh (o algo más), la incidencia es del 3%.

• Se ve que su incidencia es escasa.

100

3

0

40

80

120

Tarifa eléctricaBrasil

Beneficios justos

US$/MWh


3. Deuda (a).Causas del crecimiento de la deuda.

• La deuda de Itaipú está agrandada porque:

• A. Se sobrefacturó mucho en Itaipú (85% en Brasil, 15% en Paraguay). En el Paraguay, al menos, tenemos constancia que hubo sobrefacturaciones.

• B. Porque los créditos fueron caros (tasas de 12%/año y más, muy superiores a LIBOR y PRIME RATE).

• C. Porque la deuda no fue pagada por las empresas eléctricas brasileñas (98%) cuando debía pagarse.


3. Deuda (b).Tarifa inferior al costo.

• En 1985 y 1986, Eletrobras y la Dirección Financiera brasileña de Itaipú calcularon que la tarifa de Itaipú debía ser de más de 17 US$/kW-mes, en forma constante hasta el 2023, para que no se acumule una deuda “espuria” (ver documentos).

• Sin embargo, por presión de las empresas eléctricas brasileñas, FURNAS y ELETROSUL, se fijó una tarifa de tan sólo 10 US$/kW-mes.

• La fijación de esta tarifa muy por debajo del costo, en contra del tratado, generó una deuda “espuria” o ilegítima.


3. Deuda (c).Deuda ilegítima de 4.193 M US$ al 31.12.1996.

• Entre 1988 y 1990, el Brasil dejó de contratar potencia instalada disponible de Itaipú porque tenía exceso de energía en sus propias centrales.

• No podía hacer eso, pues el tratado le obliga a contratar toda la potencia instalada disponible.

• Este fue otro factor que influyó en la formación de la deuda espuria, a fines de 1996.

• Tal pasivo contingente acumulado (de 4.193 millones US$) se debe, entonces, a (i) una tarifa por debajo del costo y (ii) a la no contratación de potencia, como el tratado establece.


3. Deuda (d).La deuda ya está amortizada, según balances de Itaipú.

• Se puede analizar la deuda desde otro criterio.

• A fines de 1986, luego de operar Itaipú 2 años, el saldo de la deuda era inferior a 15.000 millones US$.

• La contabilidad de Itaipú registra que se “amortizaron” créditos por más de 16.400 millones US$ desde 1986 al 2007.

• Según el tratado, no puede haber saldo negativo en el balance.

• Por ello, es inexplicable que el saldo de la deuda haya sido de 18.701 millones US$ a fines del 2007, más que en 1986.

• La deuda hoy debería ser cero, por la suma imputada en su amortización.


4. Cogestión paritaria.

• Desde el inicio de Itaipú Binacional (1974), el Brasil manejó la dirección general, técnica y financiera.

• Nunca el Paraguay pudo manejar la energía y las finanzas de Itaipú.

• En el Mercosur, en cambio, hay una presidencia rotativa.

• El Paraguay reclama:• A. Ocupar las direcciones

Técnica y Financiera por primera vez en 35 años.

• B. Cogestión simultánea en todos los más altos cargos de Itaipú Binacional.

• De esta forma, habrá cogestión en las direcciones clave.


5. Control y transparencia.

• El Brasil aceptó que la Contraloría General de la República del Paraguay audite la deuda binacional de Itaipú.

• Es un paso de gran trascendencia.

• El Paraguay plantea, además, que los dos entes de control auditen (Paraguay y Brasil) regularmente las cuentas (cada uno su parte) de Itaipú Binacional.


6. Obras faltantes.

• El Paraguay ha exigido que se ejecuten las obras faltantes de Itaipú:

• A. La subestación seccionadora, a fin de tener acceso técnico al 100% de la energía paraguaya.

• B. Las obras de navegación, de tal manera a que continúe el tráfico fluvial interrumpido por la represa.

• El Brasil aceptó estos dos reclamos y su ejecución debe acelerarse.


C. Que ha propuesto el Brasil al Paraguay.

• 1. Aumentar la compensación por la cesión de energía al doble (115 millones US$/año más), porque “no puede ofrecer más”.

• 2. Creación de un fondo de desarrollo regional de 100 millones US$/año.

• 3. Apertura de una línea de crédito de 1.500 millones US$ “atados” para proyectos de infraestructura.

• 4. Que el Paraguay contrate potencia según cronograma a 10 años (2 años antes).


C1. Aumento de compensación 115 millones US$/año (a).

Brasil dice que es aumento muy fuerte. Sin embargo, es sólo 0,28%.

• El Brasil argumento que no puede ofrecer más que 115 millones US$/año porque la energía paraguaya de Itaipú ya es muy cara (más cara que la del Madeira).

• Como en el Brasil se comercializan 400 millones de MWh/año, en realidad se trata de un incremento de (115 : 400 =) 0,28 US$/MWh.

• Sobre la tarifa promedio de 100 US$/MWh es un aumento de 0,28%.

• No es muy consistente, entonces, que el aumento sea importante para el sistema eléctrico brasileño.

100

0,28

0

40

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120

tarifa brasil aumentocompensación

US$/MWh


D. Que le ha respondido el Paraguay.

• Que el Paraguay no acepta un reajuste tan pequeño por la compensación por la cesión de la energía.

• Que, además, el Brasil no propone ningún avance en dos aspectos fundamentales: la deuda y la soberanía hidroeléctrica.

• Que toda solución pasa por el reconocimiento de la soberanía hidroeléctrica.

• Que en cuanto a beneficios justos, como mínimo su monto debe ser igual al que la dictadura militar brasileña le ofreció al dictador Alfredo Stroessner.


E. Posibilidad de acuerdo.

• Todo acuerdo pasa por el reconocimiento del Brasil de la soberanía hidroeléctrica paraguaya, interpretando correctamente el tratado.

• El Paraguay debe disponer del 50% de la energía y potencia barata.

• Además, los beneficios paraguayos deben ser efectivamente justos.

• Para ello, el precio justo debe ser el del mercado (regulado) del Brasil y se debe eliminar la deuda ilegítima.

• También se debe avanzar en los demás temas (cogestión, control y obras faltantes).

• Estos avances dependen exclusivamente del Presidente Lula (no debe pasar por el Congreso brasileño).


F. Los ejemplos de Panamá y Bolivia.

• Durante muchos años Panamá intentó negociar con los EE.UU. de América.

• Tuvo éxito cuando la población panameña se movilizó masivamente en reclamo del Canal.

• En Bolivia, fue el pueblo el que realizó movilizaciones y hasta un referendo para recuperar su soberanía sobre sus hidrocarburos.

• Luego de ese proceso, Bolivia recuperó su gas.

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