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 PRESTACI
DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD
INGRESOS
(POR LOS SERVICIOS
DE ELECTRICIDAD)
=
EGRESOS
(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
en
Antecedentes:
la aplicación
del 12% de capital
utilidades
las
condiciones
de común
acuerdo”en el valor
sobre
el capital fijadas
integrado
se fundamentó
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
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
El
primer gran préstamo desembolsado por la
ELECTROBRAS.
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
E2 y E2 - Cargas financieras y
amortizaciones - 2003
LINEA DE
CREDITO
INTERESESAMORTIZACIÓN TOTALES
Afectados
por:
US$ X MILLÓN
ELETROBRAS Linea B
1.043,8
335,1
ELETROBRAS PCO
9,9
6,9
BNDES
Bonos BRADY
Club de París
1.378,9 (*) Factor de Ajuste
16,8
Factor de Ajuste
14,6
50,6
65,2
Variación Real
Vs.
Dólar
38,3
28,9
67,2
Tasa Libor
45,6
Variación EURO
y Franco Suizo
Vs.
Dólar
11,4
TOTAL
34,2
1.573,8
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
- 4,0
Es un valor
Incluido
por Nota
Reversal,
de
la energía
en elcte.
mercado
Brasileño
de la
época. 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)
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.
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)
Antecedente
s- Formaba parte de los componentes del Coste de
Servicio de Electricidad, corregido posteriormente por
-Nota
ValorReversal
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
Cargas Financieras y Amortización de
2.086.413,9
Préstamos
364.816,6
Royalties
+
Resarcimiento
28.062,8
1,4%
65,4%
11,4%
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$)
TARIFA
=
=
143.598.000 (KW)
22,20 US$/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 DEL
EMBALSE DE ITAIPU
UNA EVALUACION ECONOMICA DEL VALOR AGREGADO
MOTIVACIÓN
INGRESOS
(POR LOS SERVICIOS
DE ELECTRICIDAD)
=
EGRESOS
(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
1. Aprovechamiento de la DEMANDA DE POTENCIA ADICIONAL
(“Ahorro” 1996: ANDE= 16 millones US$; ELETROBRAS= 100 millones US$)
2. Aprovechamiento de la ENERGIA EXCEDENTE
3. DESCENSOS EXCEPCIONALES DEL EMBALSE
4. Otros
EMBALSE – AGUAS ARRIBA
TURBINAS
SALTO BRUTO
VERTEDERO
RIO PARANA
AGUAS ABAJO
Algunas conceptos…..
FAJA NORMAL DE OPERACIÓN - 220,50 a 219 msnm
N ive l d e O p e raci ó n Má xi m o
Ex ce p cio n a l: Ele v. 2 23 .10 m
F r anja de O p er ac ión N or m al: Elev . 2 20 m
SALTO BRUTO
N ive l d e O p e raci ó n Mí n im o
N o rm al : E lev . 1 97 m
AFLUENCIA
POTENCIA = F (tur, salto)
OPERACIONES EXCEPCIONALES HISTORICAS
FAJA NORMAL DE OPERACIÓN : 220,50 A 219 msnm
PERIODO
Noviembre/1999 a marzo/2000
Setiembre/2001 a Febrero/2002
Enero a marzo/2004
Agosto a diciembre/2006
Noviembre/2007 a Marzo/2008
NIVEL MINIMO
ALCANZADO
215,34 m
217,60 m
218,59 m
218,09 m
217,97 m
AÑOS 2001- 2002
Operación excepcional Setiembre/2001 a Enero/2002
Faja Normal opera según Generación realizada
9000
221,00
8000
220,50
7000
6000
Caudal (m3/s)
219,50
5000
219,00
4000
218,50
3000
218,00
2000
1000
217,50
0
217,00
1/9
2/10
Energia vertida FA
Cota Faja Ampliada
2/11
3/12
Dias
3/1
Energia vertida F Normal
Cota Faja Normal
Nivel embalse (m)
220,00
ENERGIA ADICIONAL - Setiembre/2001 a Enero/2002
Evaluación Post Operación
424
600
500
67
200
184
300
230
400
100
0
Dic
Ene
Feb
Total
-23
Nov
-17
-100
Oct
-17
Set
-200
-300
GWh
-400
-500
Como podemos estimar su valor agregado?
VALOR AGREGADO DEL DESCENSO DEL EMBALSE
Set/2001 a En/2002 - Ref: valores de PLD
77,2
150,0
0,7
29,6
8,3
50,0
43,0
100,0
Oct
-50,0
-100,0
millones US$
-150,0
Nov
Dic
-2,3
Set
-2,1
0,0
Ene
Feb
Total
AÑO 2006
Operación excepcional Agosto - Diciembre 2006
Faja Normal opera según Generación realizada
7000
221,00
220,50
6000
220,00
219,50
4000
219,00
3000
218,50
2000
218,00
1000
217,50
0
217,00
1/8
1/9
Energia vertida FA
Cota Faja Ampliada
2/10
2/11
Dias
3/12
Energia vertida F Normal
Cota Faja Normal
Nivel embalse (m)
Generacion (MW)
5000
ENERGIA ADICIONAL - Agosto a Diciembre/2006
Evaluación Post Operación
500
300
276
400
74
200
100
0
-200
-300
GWmedio
-400
-500
Dic
-24
Nov
-48
Oct
-51
-100
Set
-78
Ago
Total
VALOR AGREGADO DEL DESCENSO DEL EMBALSE
Agosto a Diciembre/2006 - Ref: valores de PLD
50,0
40,0
3,8
20,0
12,9
30,0
10,0
-20,0
-30,0
millones US$
-40,0
-50,0
Nov
-1,8
Oct
-2,1
-10,0
Set
-4,5
Ago
-0,6
0,0
Dic
Total
AÑOS 2007 - 2008
13000
2 2 1 .4
12000
2 2 1 .1
11000
2 2 0 .8
10000
2 2 0 .5
9000
2 2 0 .2
8000
2 1 9 .9
7000
2 1 9 .6
6000
2 1 9 .3
5000
2 1 9 .0
4000
2 1 8 .7
3000
2 1 8 .4
2000
2 1 8 .1
1000
2 1 7 .8
0
2 1 7 .5
1 /1 1
1 5 /1 1
2 9 /1 1
1 3 /1 2
2 7 /1 2
1 0 /1
2 4 /1
7 /2
2 1 /2
6 /3
2 0 /3
D ia s
G e n e ra c io n F a ja A m p
G e n e ra c io n F a ja N o rm a l
E n e rg ia ve rtid a F A
E n e rg ia ve rtid a F N o rm a l
C o ta F a ja A m p lia d a
C o ta F a ja N o rm a l
N ivel em b alse (m )
G e n e ra cio n (M W m e d io )
O p e ra c ió n N o vie m b re /0 7 a M a rz o /0 8
E N E R G IA A D IC IO N A L - N o v ie m b re / 0 7 a M a rzo / 0 8
700
M W m e d io
600
400
356
500
300
30
200
12
100
0
-2 0 0
-3 0 0
Fe b re ro
M arzo
-3 4
E n e ro
-9 4
-1 0 0
D icie m b re
-9 0
N o vie m b re
T o tal
VALOR AGREGADO DEL DESCENSO DEL EMBALSE
Nov/2007 a Marzo/2008 - Ref: valores de PLD
40,00
30,00
27,17
50,00
10,00
0,21
0,99
20,00
0,00
Ene
-10,00
-18,37
-20,00
-30,00
millones US$
-40,00
-50,00
Feb
Mar
-1,81
Dic
-7,77
Nov
Total
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 (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
Mercado de
Corto Plazo
(PLD)
Energía
Contratada
Energía
Verificada
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
Energía
Verificada
Energía
Prevista en Contratos
Energía
Generada GN
Generador 3
Generador 2
Generador 1
ENERGÍA GARANTIZADA
Generador N
Generador 4
Energía
Adicional
Debido a mayor
demanda del mercado
(eventual)
Energía Liquidada
al valor de PLD
Adicional GN
Energía
Generada G4
Energía
Generada G3
Energía
Generada G2
Energía
Generada G1
Adicional G3
Adicional G2
PRECIO DE LIQUIDACIÓN DE DIFERENCIAS
Tarifa con que se liquida la energía en el mercado de corto plazo.
DISPON. DE EQUIPOS
DE GENERACION Y
TRANSMISION
CONDICIONES
HIDROLÓGICAS
PRECIO
COMBUSTIBLE
COSTO
DÉFICIT
DEMANDA DE
ENERGÍA DEL
SISTEMA
MODELOS MATEMÁTICOS
(NEWAVE - DECOMP)
COSTO MARGINAL
POR PERIODO, SUB-SISTEMA
Y NIVEL DE CARGA
PLD
POR RESOLUCIÓN
DE LA CCEE
SEMANALMENTE
ENTRADA
DE NUEVOS
PROYECTOS
Precio de Liquidación de Diferencias - PLD
(US$/MWh)
Promedios mensuales - Submercado SE/CO
300
290
280
270
260
250
240
230
220
210
200
190
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
ene-01
ene-02
ene-03
ene-04
ene-05
Dias
PLD
ene-06
ene-07
ene-08
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