1- Introducción
La revisión del Tratado de Itaipú según se aprecia en los medios de comunicación se limita fundamentalmente en definir el valor de la tarifa de la potencia contratada.
Los otros temas pendientes, como el Anexo A, que define la estructura administrativa de la entidad; el Anexo B, de las instalaciones de la central, el régimen de operación, servicios complementarios (ancillary services) que la central presta en forma gratuita, fueron ignorados o serán tratados en otra oportunidad.
La principal fuente de datos técnicos de la central en lo que respecta a la disponibilidad energética, producción, suministro de energía, tarifas y pagos de regalías correspondiente al 2023, aún no está disponibles en la página de internet de la entidad, por lo que serán adoptados algunos datos del 2022, y publicaciones de medios periodísticos para estimar las tarifas y costos de la energía suministrada al Brasil y Paraguay.
Tarifas estimadas – Año 2023
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Potencia Contratada [US$/kW-mes] 16,71
Energía Garantizada [US$/MWh] 32,44
Energía Superior a la Garantizada [US$/MWh] 8,05
Royalties [US$/MWh] 6,01
Cesión [US$/MWh] 10,39
Resarcimientos a ANDE [US$/MWh] 1,19
Costo de Energía de Itaipú [US$/MWh]
Brasil 34,71
Paraguay 22,13
Fuente: [1]-[2]y [3]. Obs.: Con la tarifa 16,71, el presupuesto es US$ 2.433 millones.
Tomando como referencia las tarifas de royalties, cesión y de resarcimiento que constan en la tabla, considerando la demanda total del sistema eléctrico paraguayo, con 24.000 GWh/año y media de potencia contratada de 2.400 MW, en uno de los gráficos se resumen los posibles ingresos del Paraguay en cuatro escenarios: con valores de producción anual en 75.000, 80.000, 90.000 y 100.000 GWh.
Las remuneraciones en concepto de cesión dependen de la producción y del volumen de la energía cedida de Paraguay al Brasil. Las remuneraciones en concepto de royalties y resarcimientos solo dependen de la producción de Itaipú, a mayor producción, mayores beneficios. Estos valores varían de 410 a 630 millones de US$/año para los escenarios de producción anual entre 75.000 y 100.000 GWh/año.
2- Tarifa y producción de Itaipú
El foco de las negociaciones parece estar en definir la tarifa de la contratación de potencia, esta hipótesis conduce la discusión a cuantificar el monto del capital a ser incluido en el ítem de gasto de explotación, que finalmente serían aplicadas a obras sociales/infraestructuras.
Si los gastos de explotación son aquellos mismos valores del 2022 y una tarifa de potencia contratada mayor a la que fuera aplicada en el mismo año, resultarían en ingresos a la binacional superiores a lo necesario para cubrir su presupuesto, excedentes que serían destinados a obras sociales/infraestructuras.
Estos ingresos que resultan de la aplicación de la tarifa no son influenciados por el nivel de producción de la central, serían agregados a los ingresos que sí dependen de la producción, royalties y resarcimientos.
Sin embargo, el costo final de la energía está directamente relacionada a la tarifa de la potencia contratada y el volumen de energía producido por la central, principalmente para el Brasil. El costo de la energía suministrada al Brasil tiene dos componentes: el costo oriundo de la tarifa de Itaipú y el costo de la cesión de la energía de Paraguay al Brasil.
El costo final de la energía al Brasil varía entre 55,58 y 39,01 US$/MWh, cuando la tarifa de la potencia contratada es 22,6 US$/kW-mes, entre 39,54 y 28,25 US$/MWh cuando la tarifa de potencia contratada es 15,74 US$/kW-mes, para los escenarios de producción entre 75.000 y 100.000 GWh. A mayor producción, menor costo final de la energía.
El costo de la energía al Paraguay es 24,25 US$/MWh, en cualquier escenario, cuando la tarifa de potencia contratada es 22,6 US$/kW-mes, con la tarifa más alta, y 17,31 US$/MWh, con la tarifa más baja 15,74 US$/kW-mes.
Así queda caracterizada la causa del conflicto de intereses para la revisión del Tratado de Itaipú: Paraguay pretende maximizar los beneficios que obtiene de Itaipú a través de la tarifa, mientras que Brasil busca minimizar el costo final de la energía.
En la disyuntiva que resulta de la disparidad de intenciones entre el Paraguay y Brasil, la producción de la central emerge como factor que podría conciliar los intereses de ambos países o minimizar las diferencias. A mayor producción de la central se podrán obtener mayores beneficios en concepto de royalties, resarcimientos y reducción del costo de la energía. ¿La maximización de la producción de la central sería suficiente para atender la expectativa de alcanzar una reducción del costo de la energía y obtener un nivel de beneficio en términos de remuneración, satisfactorio para ambos países?
Una salida a esta discusión, desde el punto de vista técnico, pasa por encontrar una solución de compromiso entre tarifa y nivel de producción de la central.
En el 4 se propone definir la tarifa de Itaipú y la tarifa de cesión de energía de Paraguay al Brasil con base en la evaluación de todos los escenarios hidrológicos probables. Para un valor de tarifa de Itaipú en 9,41 US$/kW-mes y utilizando técnicas de gestión de riesgo basado en el CVaR (Valor en Riesgo Condicionado) se obtienen valores de costo final de la energía para el Brasil en el rango de 30 y 35 US$/MWh, con una tarifa de la cesión de la energía del Paraguay al Brasil de 50 US$/MWh, en el 90% de escenarios probables.
En lo que hace a la distribución de la producción de Itaipú, Paraguay aprovecha solo el 23%, el resto va al Brasil. Con esta relación de consumo de la producción de Itaipú, quien define su régimen de operación es el sistema eléctrico brasileño.
Sin embargo, Itaipú responde por más del 80% del consumo de energía eléctrica del Paraguay y casi 10% del Brasil. Esta relación de participación en la atención de la demanda de consumo de ambos países revela lo importante qua es definir el régimen de operación de la central.
A medio y largo plazo, las variaciones de la producción de Itaipú debido a las reglas de operación del sistema eléctrico brasileño y a la estacionalidad de los caudales afluentes a la central deberían atender los criterios acordados entre Paraguay y Brasil. Técnicamente Itaipú es un aprovechamiento hidroeléctrico que obtiene mayor eficiencia en su producción cuando opera como central de pasada y a plena carga [5].
3- Conclusiones
La maximización de la producción de Itaipú favorece al Brasil y al Paraguay en lo que respecta a los beneficios asociados a las remuneraciones en concepto de royalties y resarcimientos, y por cesión de energía del Paraguay a Brasil. Es decir, a mayor producción, mayores beneficios.
Según se puede verificar en las simulaciones que una mayor producción también contribuye a reducir el costo final de la energía, principalmente al Brasil. Beneficia a la navegación fluvial aguas debajo de la central y minimiza las frecuentes crisis de todo lo relacionado con esta actividad.
La definición del régimen de operación de Itaipú es fundamental para planificar la atención de la demanda del sistema eléctrico paraguayo. Las variaciones de la producción de Itaipú debido a las reglas de operación del sistema eléctrico brasileño y a la estacionalidad de los caudales afluentes a la central, deberían atender los criterios acordados entre el Paraguay y Brasil.
La tarifa incide en la posibilidad de crear un fondo para las obras sociales/infraestructuras. Una reducción de la tarifa abre la posibilidad de contratar toda la potencia que le corresponde al Paraguay y negociarla a un precio mejor que la tarifa de cesión, como también la posibilidad de crear un fondo para financiar las obras correspondientes a la expansión del sistema eléctrico paraguayo.
Máximo
La maximización de la producción de Itaipú favorece al Brasil y al Paraguay en lo que respecta a los beneficios asociados a las remuneraciones.
Tarifa
Una reducción de la tarifa abre la posibilidad de contratar toda la potencia que le corresponde al Paraguay y negociarla a un precio mejor.
(*)Facultad Politécnica - UNE. Exsuper intendente de Operación de Itaipú.
Referencias
[1] http://www.itaipu.gov.py/saladeprensa, disponible en 02/01/2024.
[2] http://www.itaipu.gov.py/saladeprensa; disponible en 05/01/2024.
[3] http://www.abc.com.py/economia; disponible en 17/02/2023. [4] A. Arce y J. Arrua, “Modelo para la Revisión de las Tarifas de los Costos del Servicio de Itaipú”, en XIV Seminario del Sector Eléctrico Paraguayo - CIGRE, Paraguay, junio 2022. [5] A. Arce, “Política y Régimen de Operación de Itaipú”, disponible en: http://www.mre.gov.py/pdfs/35-UNIVERSIDADNACIONALDELESTE_1549-DGG77046_UGRE-SP-VMRE.pdf