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Como primer paso, es necesario puntualizar que la fórmula para fijar la tarifa unitaria se define como costo total: gastos de explotación, cargas financieras y gastos sociales dividida por la cantidad de energía generada por las turbinas en operación.
COSTO / OPERACIÓN = TARIFA
Las condiciones de operación de la represa cambiaron significativamente. Ahora que es una estructura completamente depreciada y libre de gastos financieros, resulta crucial determinar los costos operativos relevantes, que constituyen el numerador en nuestra ecuación. Igualmente esencial es establecer la cantidad de energía producida, el denominador, antes de proceder a fijar la tarifa unitaria de electricidad generada por Itaipú.
En el análisis habitual del costo unitario de la tarifa eléctrica de Itaipú, se tiende a simplificar la fórmula a Costo = Tarifa, omitiendo el volumen de producción (Q), un dato esencial para calcular el costo unitario de manera precisa.
Esta omisión parcial se debe, en parte, a la suposición de que la producción de energía de Itaipú permanece constante. Con 18 turbinas en sus inicios, 9 de propiedad de cada país, se asumía que el volumen de producción, el denominador, se mantendría invariable. Por ello, el enfoque se centraba más en el numerador, es decir, en los costos operativos o de explotación.
Sin embargo, la realidad de la producción de energía de Itaipú ha superado el número original de 18 turbinas, ya que este aumentó a 20. Este aumento real en la producción de energía, aunque significativo, fue minimizado (“ninguneó”) en los cálculos de la tarifa hasta que se hizo pública la intención de dejar de lado el Acuerdo del 2007. Las pretensiones brasileñas de un nuevo acuerdo estuvieron cerca de desencadenar un juicio político al ex presidente Mario Abdo.
El requerimiento del Senado brasileño de examinar las opciones de renegociación del Anexo C, y el Acuerdo de 2007 en un plazo de 60 días resalta la necesidad de definir claramente el denominador de la ecuación de la tarifa unitaria: ¿Se basará en 18, 19 o 20 turbinas? Cada número de turbinas resulta en un valor de tarifa distinto. Es importante señalar que los conceptos de Tarifa y Costo Unitario del Servicio de Electricidad (CUSE) no están especificados en el Tratado ni en los Anexos; son parte de regulaciones internas, incluidas en el reglamento del Anexo “C”, aprobado por el Consejo de Administración de la Itaipú.
Evolución de la producción de energía
En 1997, Itaipú aprobó un cronograma para el pago total de la deuda para 2023, con una tarifa fija, de aproximadamente US$ 22.60 kw/mes. Para mantener esta tarifa, se creó la cuenta de Gastos Sociales en 2003. Fue en ese período cuando se empezaron a utilizar las turbinas de reserva, aumentando su número de 18 a 20. Sin embargo, para los cálculos de la tarifa, la producción de energía se continuó considerando como si solo funcionaran 18 turbinas, a pesar de que el uso de las 20 turbinas se hizo habitual (80% del tiempo según las estimaciones técnicas). Este hecho implica que los niveles de producción récord de energía reportados por ITAIPU no tuvieron impacto en la reducción del precio promedio de la energía.
El Acta del 2007 estableció formalmente la opción de aumentar la producción de energía mediante la activación de dos turbinas adicionales. De acuerdo con esta acta, Brasil se beneficiaría de la mayor generación de energía mientras que Paraguay obtendría el derecho a acceder a todo el excedente energético más allá de su cuota garantizada. Desde el año 2019, Brasil ha estado reclamando que el Paraguay aumente su contratación de energía (potencia) contratada, con el fin de disminuir su consumo de la energía excedente.
La discrepancia entre la capacidad de producción y la tarificación de la energía refleja un esfuerzo por no documentar oficialmente una violación al acuerdo tripartito (Paraguay, Brasil, Argentina), de fecha 19 de octubre de 1979, en el que se restringe la operación conjunta de 18 unidades generadoras por el tema Corpus, interés de Argentina, y desde luego de Paraguay. Establecer la operación de 19 ó 20 unidades generadoras requeriría renegociar y alcanzar un nuevo acuerdo entre los tres países, aunque la represa de Corpus no sea una realidad de corto-mediano plazo.
La producción de dos turbinas más
Es fundamental entender cómo Brasil se beneficia (o se benefició) de la energía generada por las dos turbinas adicionales en Itaipú. Estas turbinas aumentaron tanto la potencia como el volumen total de energía producida. Teóricamente, este aumento en la producción de energía debería haber resultado en una reducción del costo de la tarifa, que se mantenía en US$ 22,60. La tarifa unitaria no disminuyó aunque la cantidad de energía aumentó.
Con un mayor volumen de energía cedida, Paraguay, en teoría, debería recibir ingresos más altos en concepto de compensación de energía y royalties.
Con la incorporación de las dos turbinas adicionales en Itaipú se introdujo un cambio en el sistema de tarificación, que no estaba contemplado en el Tratado ni en el Anexo C. Por un lado, en el cálculo de la tarifa se omitió la producción adicional de las turbinas en funcionamiento, es decir, se ignoró que las 20 turbinas estaban operativas aproximadamente el 80% del tiempo. Por otro lado, la potencia adicional generada por estas turbinas adicionales se asignó al Brasil mientras que Paraguay obtuvo preferencia sobre la energía excedente. Esta energía excedente resultaba menos costosa ya que su cálculo solo incluía el valor de los royalties y las cargas administrativas de la Ande/Itaipú. En estas circunstancias, Paraguay se benefició al dirigir toda la energía adicional a la garantizada hacia su mercado nacional.
En el caso de que el cálculo de la tarifa hubiera considerado la mayor cantidad de energía producida por las turbinas adicionales, entonces la tarifa hubiera sido menor. Esta reducción en la tarifa, en teoría, no sería beneficiosa para Paraguay, pero es un principio comercial básico que vender más cantidad a un precio menor puede ser preferible.
El resultado del análisis de costo/beneficio parece indicar que para Paraguay era más ventajoso acceder a toda la energía adicional a la garantizada a un precio menor en lugar de optar por la reducción de la tarifa –y de paso, no afectar el calendario de pago de la deuda. Por esta razón, tal vez, las autoridades paraguayas aceptaron esta modalidad … hasta que Brasil solicitó dejar sin efecto ese Acuerdo, y exigió que Paraguay contrate la potencia real que necesita, reduciendo su dependencia de la energía excedente y de menor precio.
Esta petición brasileña podría estar motivada por 1) la percepción de que Brasil no está recibiendo todos los beneficios que debería, y 2) la vigencia de los acuerdos internacionales que limitan a 18 turbinas, lo que llevó a las autoridades del Congreso a solicitar información sobre las condiciones de la renegociación del Anexo C y la situación del Acuerdo de 2007. ¿Cuál es la posición paraguaya con respecto a la determinación de la cantidad de producción que se utilizará para la determinación de la tarifa a futuro?
La revisión de cuentas
El calendario de pago de la deuda de Itaipú se estableció con el objetivo de que terminase en 50 años, coincidiendo con la revisión de cuentas. Esto se hizo sin considerar las consecuencias financieras de extender el plazo de amortización de la deuda y esquivando la autorización necesaria para crear gastos sociales destinados a mantener un flujo de ganancias financieras, para el Brasil, cuestionables desde el punto de vista ético.
Con la próxima revisión de cuentas programada para después de 50 años, según lo establecido en el Tratado, surge otro elemento a considerar. Este elemento es el impacto en el pago de la deuda debido a que el cálculo de la tarifa se basó en la producción de 18 turbinas en vez de 20. Esta situación, como se mencionó anteriormente, debería haber resultado en una tarifa más baja. Sin embargo, esta reducción de tarifa tampoco se hubiera materializado si se excluyeran los gastos sociales, creados para mantener la deuda en el tiempo. Otra alternativa es que la tarifa resultante de eliminar los gastos sociales y al dividirla por la capacidad total de 19-20 turbinas refleje, “nomás luego”, el valor de la tarifa que se aplicó. De cualquier modo, en la revisión de cuentas, este cálculo debe ser un factor determinante para el ajuste de cuentas.
En resumen, la estrategia de un “statu quo” no refleja la realidad para el futuro , especialmente al analizar la cantidad de energía producida. La solicitud del Senado brasileño de revisar las opciones relacionadas con el Acuerdo de 2007 y la renegociación del Anexo C subraya la urgencia de definir claramente el denominador de la ecuación de la tarifa unitaria: considerando si se basará en 18, 19 o 20 turbinas. Esta decisión es crucial, no solo por su impacto económico sino también por los acuerdos vigentes con la Argentina.
¿Cuál?
¿Cuál es la posición paraguaya con respecto a la determinación de la cantidad de producción que se utilizará para la determinación de la tarifa a futuro?
Definir
Hay circunstancias que urgen definir claramente el denominador de la ecuación de la tarifa unitaria: si se basará en 18, 19 o 20 turbinas.
(*) Exdirectora financiera de Itaipú.