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Análisis de la renegociación del tratado de Itaipú

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  • 1. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 1 Análisis de la Renegociación del Tratado Bilateral de la Itaipú Binacional L. E. Aguiar, G. A. Blanco, E. H. Buzarquis Abstract-- ITAIPÚ es el aprovechamiento hidroeléctrico que se beneficia de los recursos hidráulicos del río Paraná, pertenecientes en condominio a la República del Paraguay y a la República Federativa del Brasil. La energía producida por esta central se negocia siguiendo las pautas de un Tratado entre ambos países, denominado “Tratado de Itaipú”. Recientemente, el Paraguay presentó reclamos referentes a las condiciones de comercialización de la energía. Este artículo presenta un análisis del proceso de negociación y los resultados alcanzados. Además, son propuestos mecanismos que permitan un aprovechamiento eficiente de los recursos energéticos en el Paraguay. Palabras claves—Fideicomisos, Inversiones en sistemas de potencia, Itaipú, Mercado eléctricos, Tratado Bilateral. I. INTRODUCCIÓN E L 26 de abril de 1973, la República del Paraguay y la República Federativa del Brasil firmaron el Tratado de Itaipú, que fue sancionado por Ley Nº 389 del 11 Julio de 1973, del Congreso Nacional Paraguayo, y promulgado el 13 de julio de 1973, asimismo, aprobado por el Decreto Legislativo Nº 23, del 30 de Mayo de 1973, del Congreso Nacional Brasileño, con texto promulgado por el Decreto Federal Nº 72.707 del 28 de Agosto de 1973 [1]. La ITAIPÚ fue creada por tratado internacional entre dos Estados soberanos, con la finalidad de realizar el aprovechamiento hidroeléctrico de los recursos hidráulicos del río Paraná, pertenecientes en condominio a los dos países, desde e inclusive el Salto del Guairá o Salto Grande de Sete Quedas hasta la boca del río Iguazú. Conforme al Tratado, la ITAIPÚ está constituida por la ANDE (Administración Nacional de Electricidad del Paraguay, o ente jurídico que la suceda) y la ELETROBRAS (Centrais Elétricas Brasileiras S. A., del Brasil, o ente jurídico que la suceda), con igual participación en el capital, y se rige por las normas establecidas en el Tratado y sus Anexos. Conforme al Artículo III del Tratado, la energía producida por el aprovechamiento hidroeléctrico será dividida en partes iguales, siendo reconocido a cada uno de ellos el derecho de Este trabajo fue financiado parcialmente por el Servicio Alemán de Intercambio Académico (DAAD) L. E. Aguiar pertenece a la Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales – Universidad Católica de Cuyo (UCC), Av. Ignacio de la Roza 1516 (O); San Juan, Argentina (e-mail: lauryemila@gmail.com). G. A. Blanco y E. H. Buzarquis pertenecen al Instituto de Energía Eléctrica (IEE) – Universidad Nacional de San Juan (UNSJ), Av. Libertador San Martín 1109 (O); San Juan, Argentina (e-mails: gblanco@iee.unsj.edu.ar; buzarquis@iee.unsj.edu.ar. sitio web: www.iee-unsj.org/rrmg.) adquisición de la energía que no sea utilizada por el otro país para su propio consumo [2]. Actualmente, Paraguay contrata alrededor del 10% de la potencia disponible para la contratación. De modo que el 90% del total de la potencia disponible es contratada por Brasil [3]. Tras la asunción del nuevo Gobierno paraguayo, en agosto de 2008, éste instaló sobre la mesa de diálogo la necesidad de un nuevo análisis del tratado bilateral que rige la comercialización de la energía producida por ITAIPÚ. Diversas exigencias surgen desde el lado paraguayo, las cuales se focalizan principalmente en la revisión del nivel de compensación por cesión de energía y la libre disponibilidad de comercialización de la energía hacia terceros países. Intensas negociaciones fueron llevadas a cabo durante más de un año, y finalmente fue firmado un acuerdo entre los estados que tiene dos puntos centrales: mayor compensación por la cesión de energía y la posibilidad que la ANDE comercialice directamente en el mercado libre brasilero parte de la energía que ella decida contratar. Dicho acuerdo se encuentra sujeto a aprobación de los respectivos congresos para su entrada en vigencia. Esto plantea la necesidad de analizar el impacto de estas medidas considerando las importantes diferencias entre el antiguo y nuevo escenario de comercialización. Este artículo expone y analiza las negociaciones, así como las posibles consecuencias del acuerdo alcanzado. Además, propone medidas que colaboren con un aprovechamiento eficiente del potencial energético del Paraguay. El trabajo está estructurado como sigue. En la Sección II, se describen brevemente aspectos referidos a las bases financieras y de prestación de los servicios de electricidad estipulados en el Tratado de Itaipú. Posteriormente, la Sección III caracteriza los mercados eléctricos paraguayo y brasilero, principalmente en los aspectos referidos a la transacción de energía. Los reclamos paraguayos y el proceso de la negociación son brevemente expuestos en la Sección IV. A continuación, en la Sección V son analizados dichos reclamos y las consecuencias del acuerdo firmado. La Sección VI propone mecanismos de inversión que permitan un aprovechamiento eficiente de los recursos energéticos en el Paraguay. Finalmente, en la Sección VII se exponen las principales conclusiones del presente artículo. II. EL TRATADO DE ITAIPÚ. El Tratado está compuesto por: (i) el cuerpo del Tratado, con 25 artículos; (ii) el Anexo A que contiene el Estatuto de
  • 2. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 la ITAIPÚ; (iii) el Anexo B, que contiene la Descripción general de las instalaciones destinadas a la producción de energía eléctrica y obras auxiliares; y (IV) Anexo C, que establece las Bases financieras y de prestación de los servicios de electricidad de la ITAIPÚ [2]. El Tratado, en su Artículo III, Parágrafo 2°, establece: “El Estatuto y los demás anexos podrán ser modificados de común acuerdo por los dos Gobiernos”. Mediante el mecanismo de Notas Reversales (acuerdos por intercambio de Notas Diplomáticas entre los Gobiernos), se establecen Acuerdos adicionales sobre aspectos de interés de los países y de la misma entidad Binacional, sujetas a los regímenes de aprobación previstos en ambos países, pasando a formar parte del mismo Tratado [1]. A. Bases financieras y de prestación de servicios de electricidad. Costo unitario del servicio de electricidad El Artículo XIII del Tratado declara que los Gobiernos paraguayo y brasileño se comprometen a adquirir, conjunta o separadamente, en la forma que acordaren, la totalidad de la potencia instalada [4]. El Tratado establece que la adquisición de los servicios de electricidad de la ITAIPÚ será realizada por la ANDE y por ELETROBRAS, las cuales también podrán hacerlo por intermedio de las empresas o entidades paraguayas o brasileñas que indiquen (Artículo XIV). Así, el Brasil, por ley Nº 5.889 del 5 de julio de 1973, estableció que las subsidiarias de ELETROBRAS autorizadas a adquirir los servicios de electricidad que corresponden al Brasil son FURNAS y ELETROSUL [4]. En ITAIPÚ se utiliza el método de cálculo llamado “por el pasivo”, también conocido como tarifación a costo de pasivo [1]. Con la adopción de este sistema, la ITAIPÚ vende la energía a un precio que produce suficientes ingresos para hacer frente a todos sus compromisos, esto incluye: los montos necesarios para el pago de las utilidades de capital, de las cargas financieras de los préstamos recibidos, de la amortización de los préstamos recibidos, del pago de los “royalties”, del resarcimiento de las cargas de administración y supervisión, así como de lo necesario para cubrir los gastos de explotación y el monto del saldo de la cuenta de explotación del ejercicio anterior. A la suma de estas necesidades financieras se le dio el nombre de “costo de servicio de electricidad” [5]. Se entiende por royalties los montos que reciben los Estados, en partes iguales, por la utilización del potencial hidráulico del río, y que está en función de la cantidad de energía que se haya generado durante cada mes [1]. El Tratado en su artículo XV, Parágrafo 4º, contempla: “El valor real de la cantidad de dólares de los Estados Unidos de América, destinada al pago de los royalties, de las utilidades y de la compensación, establecida en el Anexo C, será mantenido constante, para lo cual acompañará las fluctuaciones del dólar…”. Para este efecto, la Nota Reversal N º 3, del 28 de enero de 1986, define el factor de ajuste, que corrige los desvíos ocurridos en el tiempo, manteniendo constante el poder adquisitivo de la moneda [2]. Conforme a lo expresado en el Reglamento del Anexo C 2 (aprobado por Resolución del Consejo de Administración RCA-002/97 del 07 de marzo de 1997), se define como costo unitario del servicio de electricidad (CUSE) al cociente entre el costo anual del servicio de electricidad y la potencia contratada por las entidades compradoras, y está expresada en dólares de los Estados Unidos de América por unidad de potencia/mes. De esta forma, la Tarifa o CUSE es el resultado de la siguiente relación [1]: CUSE = TARIFA = COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD POTENCIA CONTRATADA Donde, conforme al Anexo C, Potencia Contratada es definida como la potencia en kilovatios que la ITAIPÚ pondrá, con carácter permanente, a disposición de la entidad compradora, durante los periodos de tiempo y en las condiciones de los respectivos contratos de compraventa de los servicios de la electricidad. Esta potencia se obtiene descontando de la potencia instalada la potencia de unidades en mantenimiento, el consumo propio y la reserva de potencia operativa [5]. Considerando que la Potencia Instalada de ITAIPÚ es igual a 14.000 MW [6], la Potencia disponible para contratación es igual a 12.187 MW. Método de cálculo en [1]. B. Compensación por cesión de energía Según contempla el Tratado en su Artículo XV, la ITAIPÚ incluirá, además, en sus costos de servicios, el monto necesario para compensar a la Alta Parte Contratante que ceda energía a la otra. Por Nota Diplomática DM/T/N.R. Nº 4 de fecha 28 de enero de 1986, el importe correspondiente a la Compensación por Cesión de Energía ha sido incluido exclusivamente en la tarifa a ser pagada por la Parte que consuma esa energía cedida. Hasta ese entonces, la ANDE pagaba esa remuneración, dentro de la tarifa, por una energía que no consumía [1]. En consecuencia, el Estado que recibe energía correspondiente al otro Estado –en este caso el Brasil- paga el valor de la tarifa (CUSE) más el monto correspondiente a la compensación por cesión de energía. Actualmente, el monto que recibe el Paraguay en concepto de cesión de energía oscila los US$ 120 millones anuales. III. SECTOR ELÉCTRICO EN PARAGUAY Y BRASIL A. Paraguay La ANDE, empresa monopólica estatal integrada verticalmente, administra y opera casi la totalidad del sistema de generación, transmisión y distribución. La ANDE, además, desarrolla las funciones de regulador, transportista, gestor técnico del sistema, distribuidor y comercializador. El Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones, a través del Viceministerio de Minas y Energía (VMME), es el ente rector para el sector eléctrico, posee facultades para elaborar, proponer y ejecutar la política energética nacional; establecer normas para la producción comercialización y consumo de energía; ser nexo entre la ANDE y el Poder Ejecutivo. Otros agentes que intervienen en el sector eléctrico paraguayo son las entidades binacionales, regidas por normas
  • 3. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 de derecho internacional, ITAIPÚ y YACYRETÁ, que desarrollan la función de productores; algunos pequeños productores y distribuidores bajo la tutela de la ANDE; y como no existe mercado, no está prevista la figura de un operador del mercado [3]. El Paraguay carece de un marco regulatorio sistemático del sector eléctrico. Existe, sin embargo, legislación vigente que regula el régimen jurídico de los agentes del sector: el Poder Ejecutivo, la ANDE y las entidades binacionales ITAIPÚ y YACYRETÁ. Generación: Según el Artículo 64 de la Ley 966/64, la ANDE tiene la exclusividad del abastecimiento público de energía eléctrica. En tal carácter goza del derecho preferencial para el aprovechamiento de los recursos hidráulicos [7]. Así, la ANDE es propietaria de la Central Hidroeléctrica ACARAY (200 MW de potencia instalada) y posee participación de un 50% en las dos centrales binacionales de ITAIPÚ (14 GW) y YACYRETÁ (3.5 GW) construidas respectivamente con Brasil y Argentina. El régimen aplicable en ambas binacionales está contenido en tratados bilaterales y notas reversales firmadas por los Estados participantes. El derecho de uso de los recursos hidráulicos contemplado en la ley es preferencial y no exclusivo. La Ley 966/64 no establece ninguna limitación en cuanto a la posibilidad de los terceros, en cuanto a capacidad y finalidades, de adquirir el uso de los recursos hidráulicos, incluso para la producción de energía eléctrica. La Ley 3009/2006 crea un marco legal, complementario a la ley de creación de la ANDE, que permite inversiones en generación eléctrica y/o transporte de energía eléctrica. Esta actividad económica, que debe ser regulada y fiscalizada por el Estado, comprende básicamente: la producción independiente de energía eléctrica -a partir de gas natural o cualquier otra forma de energía no convencional- destinada a la exportación; generación hidráulica independiente en plantas menores a 2 MW y en riesgo compartido -por la ANDE y un productor independiente- en plantas mayores a 2 MW, para atender el suministro a sistemas aislados o a conectarse al sistema eléctrico paraguayo. Transmisión: La red de transmisión es de propiedad de la ANDE, que es la encargada de su operación, mantenimiento y expansión. Debido a que aproximadamente el 65% de la demanda total del sistema eléctrico paraguayo se concentra a grandes distancias de los centros de generación, actualmente, la operación del sistema de transmisión opera al límite de su capacidad. Por este motivo, son necesarias importantes inversiones para adecuar la red de transporte eléctrico a los perfiles de demanda y generación. Distribución: Conforme a la ley 966/64, la ANDE tiene la exclusividad de abastecimiento, pero se prevé la participación privada de acuerdo al Art. 7 y en particular a los Artículos 65, 66 y 67; como el caso de la Compañía de Luz y Fuerza S.A. (CLYFSA), distribuidora privada que opera en la localidad de Villarrica en virtud de un contrato de concesión [4]. Según la ley paraguaya N° 966/64, la ANDE tiene por objeto primordial satisfacer en forma adecuada las necesidades de energía eléctrica del país, con el fin de promover su 3 desarrollo económico y fomentar el bienestar de la población, mediante el aprovechamiento preferente de los recursos naturales de la Nación. Sin embargo, una interpretación sistemática de la Ley 966/64 concluiría que la ley no establece un monopolio a favor de la ANDE, sino que más bien presupone la existencia de libre concurrencia en el sector eléctrico (interpretación del Artículo, 5 incs. c, y d, además del Artículo 6), y está obligada a fomentar la participación privada (Artículo 7). “La ANDE no se constituyó para monopolizar la actividad eléctrica, sino como un instrumento al servicio del Estado con el objeto de garantizar la efectiva prestación de un servicio de interés general, que la iniciativa privada no se mostraba con capacidad para garantizar” [4]. B. Brasil La estructura actual del Sector Eléctrico Brasilero está regida por la Ley 10.848/2004, por el Decreto 5.163/2004, y otras leyes complementarias. Las principales instituciones que participan en el sector son [8]: (i) CNPE – Consejo Nacional de Política Energética: encargada de la homologación de las políticas energéticas, en coordinación con las demás políticas públicas; (ii) MME – Ministerio de Minas y Energía: tiene a su cargo la formulación e implementación de políticas para el sector energético, de acuerdo con las directrices del CNPE; (iii) EPE – Empresa de Investigación Energética: se dedica a la ejecución de estudios para definir la matriz energética y planificación de la expansión del sector eléctrico (generación y transmisión); (iv) CMSE – Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico: es un órgano creado en el ámbito del MME, bajo su coordinación directa, y pretende acompañar y evaluar permanentemente la continuidad y la seguridad en el suministro electroenergético en todo el territorio brasileño; (v) ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica: encargada de la regulación y fiscalización, de celar por la calidad de los servicios prestados, universalización del acceso de energía y del establecimiento de tarifas para consumidores finales, considerando la viabilidad económica y financiera de los Agentes de Comercialización; (vi) ONS – Operador Nacional del Sistema: Se dedica a la coordinación y control de la operación física del Sistema Interconectado Nacional; (vii) CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica: tiene a su cargo la administración de contratos, liquidación del mercado de corto plazo, remates de energía. Es la responsable de la operación comercial del sistema. Los agentes participantes del mercado brasilero son: Generación: pueden ser concesionarios del servicio público, productores independientes, o autoproductores. Estos pueden vender su energía al pool (ACR - Ambiente de Contratación Regulada), a los consumidores libres (ACL - Ambiente de Contratación Libre), a las comercializadoras, distribuidoras y al PROINFA (Programa de Incentivos de Fuentes Alternativas). Transporte: Con la excepción de los agentes que obtuvieron el derecho de prorrogar las concesiones de transmisión por la Ley Federal n° 9.074/1995, todas las nuevas concesiones, por la Constitución Federal (Art. 175), deben ser licitadas, lo que es realizado por la ANEEL, para la llamada Red Básica [9].
  • 4. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 Conforme con la Ley 9.648/98, art. 9º, “Para todos los efectos legales, la compra y venta de energía eléctrica entre concesionarios o autorizados, debe ser contratada separadamente del acceso y uso de los sistemas de transmisión y distribución” [10]. De esta forma la empresa transportista, es una empresa regulada que recibe por su servicio remuneraciones conforme a dos conceptos, de los generadores y distribuidores, el CCT- Costo de Conexión a Transmisión y por parte de la ONS el CPST – Costo de Prestación de Servicio de Transmisión. Adicionalmente, todos los agentes del mercado abonan a la ONS el CUST- Costo de Uso del Sistema de Transmisión. Distribución: La actividad de distribución es regulada. Las distribuidoras son concesionarias del servicio público. Están autorizadas a: intercambiar sobras y déficits en el Mecanismo de Compensación de Sobras y Déficits (MCSD); comprar energía en Remates de Ajuste (anuales, realizados por la CCEE); comprar energía en los remates de energía nueva y existente; comprar energía de generación distribuida . Consumidor Libre: son aquellos con demandas superiores a 3.000 kW, que pueden comprar de cualquier proveedor; y aquellos consumidores con demanda entre 500 y 3.000 kW que pueden adquirir energía de las fuentes alternativas. Comercialización: Es una actividad competitiva. Puede ser realizada por comercializadoras independientes; exportador; o importador o directamente por los generadores. En el caso de las comercializadoras, estas realizan actividades como compra y venta de energía de generadores, comercializan con consumidores libres y pueden vender en remates regulados. En dicho contexto, la comercialización de energía eléctrica es actualmente realizada en dos ambientes [11]: Ambiente de Contratación Libre (ACL): destinado al abastecimiento de consumidores libres por medio de contratos bilaterales libremente negociados firmados con productores independientes de energía, generadores estatales y agentes comercializadores. Mientras que en el 2002 el mercado de consumidores libres era casi nulo, hoy es de 25,2% del consumo total. Son cerca de 650 consumidores libres y alrededor de un centenar de comercializadoras. Ambiente de Contratación Regulada (ACR): Las generadoras destinan su producción a los consumidores cautivos a través de las distribuidoras. Las Distribuidoras deben estimar sus necesidades para abastecer el 100% de su mercado con un horizonte de 3 a 5 años, de estas descuentan la energía de contratos preexistentes (de largo plazo y definidos en Pliego), de fuentes alternativas y de la cuota parte de la ITAIPÚ. En caso de un remanente de energía no cubierto, comunican al MME. Allí, interviene la EPE, que consolida la cantidad demandada y define los remates de energía que son realizados por la CCEE. Las generadoras ofrecen su energía garantizada, y finalmente, gana el remate la generadora que ofrece el menor precio; esto último se realiza por medio de contratos bilaterales de ajuste [12]. De esta forma, la demanda es agregada y se subastan con 1, 3 y 5 años de anticipación contratos de hasta 15 años de duración. En estas subastas son clasificadas en dos categorías: energía nueva y energía vieja. La energía vieja es aquella 4 generada por centrales construidas antes del año 2000. Esto es realizado de esta forma para asegurar un retorno adecuado de las inversiones futuras en generación y atraer nuevas inversiones privadas. Se estima que para un crecimiento del PIB del 4% es necesario instalar 3200 MW anuales [13]. Los contratos de suministro son estandarizados, y son realizadas dos subastas anuales de energía nueva, para la entrada en cinco años (A-5) y tres años (A-3); la principal razón de la existencia de dos subastas es la incertidumbre en la demanda. Con esto se pretende crear un modelo donde los generadores no compitan en el mercado, sino compitan por el mercado [13]. La capacidad existente es subastada de acuerdo a dos tipos de contratos: A-1, subasta de energía para entrega a un año, con una extensión de cinco a ocho años, y las subastas de ajuste con cinco a ocho meses de anticipación para un suministro de uno a dos años. A partir de este modelo, los precios de energía eléctrica están fijados por contratos de largo plazo, lo que reduce la volatilidad de los mismos. Las variaciones de precios se restringen a un volumen mínimo de electricidad que se intercambia en el mercado de corto plazo, conocido como mercado spot. En este mercado son liquidados los déficits o excedentes diarios entre compradores y vendedores. El precio de transacciones es denominado PLD – Precio de Liquidación de Diferencias, y representa el costo marginal de operación, determinado a partir de previsiones de disponibilidad de generación, caudal de afluentes y carga del sistema. Estos precios son válidos por un corto plazo de seis días y son estimados para cada una de las cuatro regiones del país (Sudeste/Centro, Oeste, Sur, Nordeste y Norte). Además de lo mencionado, existe la TEO - Tarifa de Energía de Optimización, la cual establece el precio de la energía intercambiada entre las Centrales Generadoras participantes del mercado regulado en situaciones de variaciones a los niveles de producción y contratos. La CCEE es responsable de la liquidación de las operaciones del ACL; está encargada de la operación de algunos aspectos del ACR, como las licitaciones de energía y el Mecanismo de Compensación de Sobras y Déficits (MCSD), por el cual se posibilita que distribuidores con excedentes de energía puedan transferirlas a los distribuidores con déficits, mediante firma de contratos de cesión [11]. Comercialización de la energía de ITAIPÚ en el mercado brasilero: La comercialización de la energía contratada por la ELETROBRAS de ITAIPÚ es comercializada en el ACR, y cuenta con un tratamiento particular en lo referente a la metodología de determinación de la tarifa de repase a los distribuidores definido en el Decreto Nº 4.550/2002. Dicho procedimiento define los siguientes componentes de la tarifa: (i) el CUSE calculado conforme al Anexo C del tratado; (ii) el saldo de la cuenta de comercialización de la energía de ITAIPÚ de la ELECTROBRAS, de acuerdo a lo estipulado en el art. 16 del Decreto Nº 4.550/2002, que estipula una transferencia a los saldos positivos en forma de bonus a los consumidores residenciales y rurales cuyo consumo mensual sea inferior a 350MWh. En caso de valores negativos, el saldo
  • 5. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 será transferido a la tarifa de repase del ejercicio siguiente; (iii) la porción a ser incluida en la tarifa de repase, según el art.6 de la Ley 11480/2007, debido al flujo de fondo diferencial respecto al contrato original de financiamiento suscripto entre ELETROBRAS e ITAIPÚ retiro del factor anual de ajuste. La tabla 1 expone la composición de la tarifa de repase para los años 2008/2009. El saldo de la cuenta de comercialización fue positivo en ambos años. El componente referido a la compensación por cesión de energía resulta de la razón entre la remuneración Anual de Cesión de Energía de Paraguay a Brasil, para el año 2009 igual a US$ 120.323.171,88, y el montante anual de potencia contratada, de 138.000 MW. El flujo de fondo diferencial para el ejercicio en análisis fue igual a US$ 214.989.310,98 [14]. TABLA I TARIFA DE REPASE PARA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA DE ITAIPU EN EL MERCADO ELÉCTRICO BRASILERO [12] Concepto (1) CUSE (2) Compensación por cesión de energía (3) Saldo de cuenta de comercialización (4) Porción debida al retiro del factor de ajuste Tarifa de repase 2008 2009 [US$/kWmes] [US$/kWmes] 21,99 22,60 Variación [%] 2,77 0,7713 0,8719 13,04 - - - 0,2657 1,5579 486,34% 23,027 25,029 8, 8% IV. RENEGOCIACIÓN DEL TRATADO DE ITAIPÚ A. Reclamos del Estado paraguayo En la primera etapa de la renegociación, el Gobierno paraguayo planteó a su par brasilero la revisión del Tratado enfocándose en seis reclamos puntuales. El primero de ellos se refiere a la libre disponibilidad del excedente paraguayo, el derecho del Paraguay de vender libremente su excedente de ITAIPÚ a terceros países. El segundo plantea un precio justo para la energía exportada al mercado brasilero. Los restantes puntos solicitan revisiones y reivindicaciones referidas a temas administrativos y políticos, como ser la revisión total de la deuda de ITAIPÚ, administración igualitaria e intervención de las contralorías de ambos países para la fiscalización de lo actuado por las administraciones de ITAIPÚ. Finalmente como sexto punto, fue solicitada la terminación de las obras faltantes como la subestación de margen paraguaya de ITAIPÚ y la esclusa de navegación [15]. B. Negociaciones sobre los reclamos y el acuerdo alcanzado En una primera instancia, el Gobierno brasilero propuso aumentar al doble la compensación por la cesión de energía. La propuesta además contemplaba la creación de un fondo de desarrollo regional de 100 millones US$/año y la apertura de una línea de crédito de 1.500 millones US$ para proyectos de infraestructura. Por otra parte, el Gobierno brasilero solicitaba que la ANDE se comprometiera a contratar la energía de ITAIPÚ según un cronograma de 10 años, con 2 años de anticipación [15]. 5 El Paraguay rechazó la propuesta de reajuste de la compensación por la cesión de la energía, por considerarlo insuficiente. Además, instó al Brasil a proponer algún avance en el aspecto fundamental: la soberanía hidroeléctrica [15]. Finalmente, luego de más de un año de negociaciones, Paraguay y Brasil llegaron a un acuerdo sobre los reclamos planteados por el Gobierno paraguayo en torno a ITAIPÚ. Se logró un consenso que contempla la posibilidad de que la ANDE pueda vender en forma gradual en el mercado brasileño parte de la energía excedente correspondiente al Paraguay; además de triplicar la compensación por la cesión de energía no consumida por Paraguay y el financiamiento de una línea de transmisión en 500 kV entre Ciudad del Este y la región metropolitana financiado con capital de ITAIPU [16]. Los puntos relacionados con la administración igualitaria e intervención de las contralorías, así como la terminación de las obras faltantes, fueron acordados con anterioridad, y los reclamos focalizados en la deuda siguen sin pronunciamiento. V. ANÁLISIS DE LOS RECLAMOS DEL PARAGUAY Y EL ACUERDO FIRMADO CON EL BRASIL. POSIBLES EFECTOS Y CONSECUENCIAS Esta sección pretende analizar los reclamos paraguayos relativos al precio justo, libre disponibilidad de la energía y el grado de cobertura de los mismos a través del acuerdo alcanzado. Los impactos, principalmente para el Paraguay, de las concesiones alcanzadas, producto de la negociación, también son analizados. A. Precio Justo El Acta de Iguazú, base del Tratado de ITAIPÚ, consagra en su punto IV que la energía producida en el área de influencia de ITAIPÚ será dividida en partes iguales entre los dos países, siendo reconocido a cada uno el derecho de preferencia para la adquisición de cualquier cantidad que no sea utilizada por uno de los países a un precio justo. Posteriormente, el Tratado contempló el pago de la compensación por cesión de energía, siendo este el único beneficio recibido por el país cedente, en este caso Paraguay, por la cesión de energía. Así, el Paraguay en sus reclamos reivindica una compensación justa, igual a la diferencia entre el precio justo y el costo del servicio. No obstante, la definición de una compensación justa no es una tarea trivial debido a la naturaleza de los precios de la electricidad en los mercados eléctricos liberalizados. Podría definirse como referencia de precio justo el precio al que se transa la energía en el mercado competitivo; sin embargo, es sabido que este precio es dinámico y en muchos casos con gran volatilidad. Esto nos indicaría que una compensación justa también tendría estas características, lo que implicaría la necesidad de establecer algún mecanismo dinámico de corrección de dicha compensación. Así, una aproximación para una compensación efectivamente justa podría ser el precio del mercado eléctrico en el Brasil, en el caso donde no es considerada la posibilidad de la venta de la energía a terceros países. En dicho sentido, lo acordado durante las negociaciones parece ser razonable. La posibilidad de que ANDE pueda
  • 6. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 vender en forma gradual en el mercado brasileño parte de la energía excedente correspondiente al Paraguay, brindaría un mecanismo donde el beneficio del Estado paraguayo provendría de su gestión en el mercado brasilero. Como ha sido expuesto, en la actualidad la ELETROBRAS es la encargada de comercializar la energía proveniente de ITAIPÚ con las distribuidoras brasileras. Dentro de la tarifa de repase a las distribuidoras está contemplado el componente referido a la compensación al Estado paraguayo por la cesión de energía. La ELETROBRAS realiza este servicio, sin fines de lucro, los excedentes o déficits en el resultado de la cuenta de comercialización son transferidos al consumidor cautivo en forma de bonus o recargos en el siguiente ejercicio. Como es de esperar, existen escenarios donde la compensación actual puede considerarse “superior” a la “compensación justa” – i. e., saldo negativo de comercialización de la ELETROBRAS- y otros donde la misma es “inferior” a la “justa”, cuando tiene saldo positivo. En ambos casos, la diferencia es asumida actualmente por el consumidor cautivo brasilero. A partir de la participación de la ANDE en el mercado brasileño, esta diferencia deberá ser asumida por la ANDE, lo que parecería ser justo, pues brindaría al Paraguay la oportunidad de capturar en forma exacta el nivel de compensación por su cesión de energía. Así, en un hipotético escenario, donde el Paraguay esté negociando la totalidad de su excedente en el mercado brasilero, la “compensación justa” provendría íntegramente del resultado de su cuenta de comercialización en Brasil. Esto se cumple considerando como único mercado potencial el mercado brasilero, dado que si es considerada la posibilidad de la venta a otros mercados que ofrecen mejores oportunidades, la compensación justa estaría definida por el costo de oportunidad de la energía paraguaya. B. Libre disponibilidad del excedente paraguayo En principio, analizando los Artículos XIII y XIV del Tratado, y varios numerales del Anexo C, no habría impedimento para que el Paraguay, por medio de ANDE, o empresa paraguaya que esta indique, pueda comercializar su energía en el mercado brasilero. Sin embargo, para determinar la viabilidad de la comercialización a terceros países es clave la interpretación del Artículo XIII del Tratado de ITAIPÚ, que establece: “…siendo reconocido a cada uno de ellos el derecho de adquisición, en la forma establecida en el Artículo XIV, de la energía que no sea utilizada por el otro país para su propio consumo”. El Artículo XIII arriba mencionado contempla el derecho de adquisición; sin embargo, este derecho es considerado como un derecho de preferencia (Artículo IV del Acta de Yguazú), no de exclusividad. Esto implicaría que el Brasil tendría la prioridad en la adquisición de la energía no utilizada por el Paraguay a niveles de precios equivalentes al costo de oportunidad de la energía paraguaya en mercados internacionales. Como expresamos más arriba, una interpretación apresurada del concepto de propio consumo expresado en el Artículo XIII, en principio parecería limitar al uso y consumo que se realice en Paraguay y excluiría la exportación a terceros 6 países. Sin embargo, una interpretación distinta permitiría considerar el propio consumo como el acto de adquisición de la energía por el Paraguay, sin que fuera exigible que, posteriormente, la ANDE la destine al abastecimiento de sus consumidores cautivos, pudiendo transarla con comercializadoras de energía en el Paraguay, que a su vez podrían vender libremente, incluso con terceros países. En ese sentido, existe un antecedente de adquisición de energía de ITAIPÚ por parte de la ANDE y su posterior comercialización por una empresa privada paraguaya completamente independiente. Este es el caso de la distribuidora CLYFSA, la cual distribuye y suministra energía eléctrica a consumidores finales no conectados directamente a la red de la ANDE [17]. Teniendo en cuenta que CLYFSA es catalogada por la ANDE como un gran consumidor, esta empresa podría disponer libremente de la energía adquirida de la ANDE e incluso exportarla a terceros países. Cabe mencionar que el concepto de “propio consumo” no está definido en el Tratado, por lo que cualquier interpretación es legítima. Asimismo, cualquier planteamiento debe analizar previamente la capacidad de Paraguay, desde un punto de vista técnico, de aprovechar dicha energía para exportarla, directa o indirectamente, a terceros países. A partir de estos análisis, parece no ser necesaria ninguna alteración del Tratado para que sea factible la venta de energía paraguaya de ITAIPÚ a terceros países. Sin embargo, hasta el momento el Gobierno brasilero mantiene su postura firme al respecto, la energía excedente paraguaya debe ser vendida exclusivamente al mercado brasilero hasta el vencimiento del tratado, el año 2023. En este sentido, podría ser interpretada la negociación del incremento en los conceptos de cesión de energía, tratando de compensar al Estado paraguayo, en una forma indirecta su imposibilidad de disponer libremente de la energía que le corresponde. C. ANDE en el mercado brasilero. Riesgos y oportunidades. La negociación surgida a partir de los reclamos paraguayos condujo a un acuerdo que contempla la posibilidad de la comercialización directa de la ANDE en el mercado libre brasilero de los excedentes asociados a la energía correspondiente al Paraguay y no consumida por este, pero contratados por la ANDE. A partir del nuevo escenario, la ANDE deberá tomar la decisión de qué porción de energía a la que tiene derecho de adquisición comercializará en el ACL, y qué porción será cedida -según los términos del Tratado- al Brasil, recibiendo como beneficio la compensación por cesión de energía. La alternativa de la comercialización en el ACL tiene como objeto el incremento de la remuneración del Paraguay por su energía cedida; sin embargo, puede generar riesgos para la ANDE no presentes en el actual modelo de contratación. Así, deberán ser analizados por la ANDE nuevos factores en la comercialización: los costos de transacción teniendo en cuenta las garantías exigidas en los procesos de contratación, así como los requerimientos de sistemas de gerenciamiento y liquidación exigidos por la CCEE, además de los costos de utilización y acceso a las redes de transporte. Además, el factor técnico de riesgo más importante es el riesgo hidrológico, donde debido a la incertidumbre de los
  • 7. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 afluentes hidrológicos podrían aparecer en diferencias entre lo ofertado y lo producido. En los contratos bilaterales de suministro de energía, el comercializador tiene el compromiso de suministrar una cantidad predefinida de energía. Por lo tanto, siempre que la (real) cantidad producida es inferior a la cantidad contratada, el comercializador se convierte en el responsable de la compra de la diferencia en el mercado a corto plazo. En el caso de las centrales hidroeléctricas, existe una correlación negativa entre la capacidad de producción y los precios del mercado de corto plazo, por ello, por lo general, aparecen picos de precios en situaciones donde la generación hidroeléctrica es incapaz de producir completamente su energía comprometida. Esto genera importantes riesgos financieros relacionados con el riesgo hidrológico [18]. Otro riesgo que debe ser tenido en cuenta por la ANDE es el riesgo cambiario, ya que de acuerdo al tratado, la contratación de la energía de ITAIPÚ debe ser realizada en dólares, mientras que su posterior comercialización en el mercado brasilero debe ser realizada en reales. Existen reajustes de la tarifa de contratación en el mercado libre según el Índice General de Precios de Mercado –IGP-M, sin embargo este reajuste puede resultar insuficiente, por ejemplo en escenarios de grandes devaluaciones. Actualmente, el nivel de precios en que se comercializa la energía en el ACL es superior (alrededor de 130 R$/MWh) al precio que ELETROBRAS vende la energía de ITAIPÚ en el ACR (113 R$/MWh) [19]; sin embargo, obviamente la migración de alrededor de 3 mil MWmed del mercado regulado al libre originará una importante variación en los perfiles de precio de ambos mercados. Un razonamiento simplificado concluiría, que el precio en el ACL debería descender por el incremento de oferta, y en el ACR incrementar por la disminución de la misma, tendiendo así a la convergencia de los precios de dichos mercados. No obstante, el problema es mucho más complejo y son muchas las variables que fijan el nivel de precio. En ese contexto, los valores en el ambiente de contratación libre están en continua variación, dependiendo en gran medida del escenario económico e hidrológico del Brasil. Así, es posible esperar escenarios donde la remuneración de la ANDE por la venta de la energía de ITAIPÚ sea con el tiempo muy superior a la remuneración actual, representando una gran oportunidad para la ANDE, por otro lado, existen posibilidades de que el nuevo esquema de comercialización signifique un resultado comercial negativo para el Paraguay, lo que es un riesgo que debe ser tomado en cuenta a la hora de trazar las estrategias óptimas de comercialización. Finalmente, es importante analizar el impacto del acuerdo alcanzado para la construcción de la línea de transmisión en 500 kV mediante fondos de ITAIPÚ. Como fue descripto en la Sección II, los gastos de explotación de la ITAIPÚ forman parte del CUSE; de esta forma, la utilización de recursos de ITAIPÚ para la ejecución de cualquier proyecto importante, como ser la línea en 500 kV, es esperado que repercuta negativamente en el CUSE del ejercicio siguiente. La ANDE, operando en el ACL, necesita minimizar el CUSE de modo a 7 maximizar su margen de ganancia en el mercado libre, precisando así, que sean minimizados los gastos de gestión y explotación de ITAIPU. Desde este punto de vista, parecerían ser preferibles mecanismos de inversión a partir de recursos financieros genuinos del Estado paraguayo. Propuestas para este fin son expuestas en la siguiente sección. VI. PROPUESTAS PARA EL APROVECHAMIENTO ÓPTIMO DEL POTENCIAL ENERGÉTICO DEL P ARAGUAY A. Consumo eléctrico como mecanismo de desarrollo económico La relación existente entre el consumo de energía y el desarrollo económico es bien conocida en la literatura económica energética. La relación causal entre el consumo de energía y el crecimiento económico ha sido el tema principal de economistas y analistas políticos desde la década de los 70. Kraft & Kraft, en 1978, fueron los pioneros en estudios basados en el funcionamiento causal entre el PNB y el consumo de energía eléctrica de los Estados Unidos [20]. Estudios más recientes abordan el mismo tema: Beenstock et al, 1981; Samouilidis et al., 1984; Yu et al., 1985; Erol et al., 1987; Cheng et al., 1997; Yang, 2000; Stern, 2000; Adjaye, 2000; Ghosch Sajal, 2001; Morimoto et al., 2004; Jalava et al., 2008; todos indican la existencia de escenarios de relación causal directa entre estas dos variables [21], [22], y [23]. En ese contexto, Sajal Ghosh, en su artículo “Electricity consumption and economic growth in India” (2002), ha investigado sobre la relación entre el consumo de energía eléctrica y el PBI per cápita de India en el periodo comprendido desde 1950-1951 hasta 1996-1997. En su artículo se observa una fuerte correlación en la evolución de ambas variables. Ghosh concluye que el crecimiento del PBI está relacionado en gran medida con el aumento del consumo de energía eléctrica. El Paraguay es un país de gran potencial hidroeléctrico; sin embargo, en los últimos años ha centrado mayor atención a la creación de mejores oportunidades para la exportación de su energía, que al establecimiento de políticas de incentivos para el crecimiento económico a través del aumento del consumo eficiente de la producción eléctrica del país. Desde un punto de vista macro, para el Paraguay sería más favorable incentivar el consumo de su energía a través de la instalación de industrias electrointensivas, generando de este modo puestos de trabajo y la movilización de la economía interna, en lugar de vender su energía, incluso a un precio justo, en mercados eléctricos extranjeros. No obstante, existe una importante restricción técnica que imposibilita este tipo de políticas: la red de transmisión. Actualmente, el sistema de transmisión de energía eléctrica está operando al límite de su capacidad máxima, y necesita con urgencia inversiones para la expansión de sus redes, que le permitan abastecer el crecimiento natural del consumo eléctrico del país y con mayor razón en presencia de políticas de crecimiento de consumo eléctrico eficiente. Por lo tanto, para la aplicación de políticas de incentivo de consumo, deberán ser analizados, en primer lugar, los mecanismos de
  • 8. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 inversión para la expansión de las redes de transmisión. B. Inversiones en el sistema de transmisión eléctrico paraguayo a través de nuevos mecanismos de financiamiento La ANDE, encargada de la expansión de las redes, está afectada a restricciones presupuestarias y posee una limitada capacidad de financiamiento para obras de tal envergadura. Por ello necesita de mecanismos que le faciliten el acceso a capital a costo financiero razonable y hagan factible la ejecución de la mencionada expansión. Para estos fines, el fideicomiso podría ser considerado como un mecanismo de financiamiento e incentivo de inversión, y a su vez, podría tener un impacto positivo en el desarrollo económico del país. El fideicomiso es una figura jurídica con reconocimiento internacional [24], que ha adquirido relevancia en el mundo de negocios, dado que permite que todo tipo de bienes, flujos de fondos o derechos se aíslen, en un patrimonio de afectación independiente, y que dicho patrimonio quede totalmente indemne tanto a las circunstancias crediticias como legales propias de las partes participantes. Así, los bienes fideicomitidos responden exclusivamente a las obligaciones asumidas por el fiduciario en la ejecución y cumplimiento del fideicomiso. A diferencia de los contratos comunes en los que se reconocen solo dos partes, en los fideicomisos pueden distinguirse otros intervinientes: el fiduciante es propietario original, constituye el fideicomiso, transfiere su propiedad al fiduciario a quien instruye los encargos que deberá cumplir, y determina el/los beneficiario/s y el/los fideicomisario/s. El fiduciario, persona física o jurídica, es a quien se transfieren los bienes y quien está obligado a administrarlos para el cumplimiento de la finalidad del contrato. Por su parte, el beneficiario es la persona, física o jurídica, en cuyo beneficio se constituye el fideicomiso. Finalmente, el fideicomisario, destinatario final de los bienes, es la persona a quien, pasado un tiempo o cumplidas las condiciones, se le volverá a transmitir el dominio de la cosa por parte del propietario fiduciario. Según el tipo o especie de fideicomiso, pueden aparecer otros intervinientes tales como: un organizador, un custodio, un cofiduciario, depositario, agentes de cobro (servicer), agente colocador, asesores legales, asesores financieros, calificadoras, auditores [25]. Los fideicomisos pueden ser de Inversión, de Administración, de Garantía, Financieros y Públicos. Sin embargo, un fideicomiso puede ser estructurado en forma pura o combinando las especies anteriores. El fideicomiso público se caracteriza especialmente por la participación del Estado y por la forma en que los fondos fiduciarios son creados: por medio de leyes y decretos, que fijan sus objetivos y características, así como las condiciones y términos a los que estará sujeto el fideicomiso. Por lo tanto, tienen origen en el derecho administrativo, sin perjuicio de la aplicación supletoria de la ley civil. Así, el Estado por intermedio de uno de sus órganos y en carácter de fideicomitente, transmite la propiedad de bienes de su dominio público o privado, o afecta fondos públicos, a un fiduciario, con objeto exclusivo, específico, determinado por ley, de interés público [25]. 8 Blanco et al. [26] analizan el impacto de los fideicomisos financieros en el financiamiento e incentivo de inversiones en la red de transmisión en mercados eléctricos liberalizados y concluyen que, mediante este esquema de financiamiento es posible reducir los costos financieros e incentivar la expansión del sistema de transporte mediante inversiones de capital privado. Asímismo, presentan las experiencias de fideicomisos aplicados al sector energético argentino y cómo esta herramienta facilitó el acceso a capital para obras de infraestructura en escenarios de crisis económicas. Como fue mencionado anteriormente, el Estado paraguayo recibe de la ITAIPÚ ingresos correspondientes a dos conceptos: royalties y compensación por cesión de energía. Este artículo propone la utilización parcial de dichos ingresos (genuinos del Estado paraguayo) en inversiones en el sistema eléctrico paraguayo con el objeto de posibilitar el aumento del consumo de la energía proveniente de las centrales hidroeléctricas paraguayas y, con ello, el desarrollo económico del país. En este contexto, se propone la creación de un fondo fiduciario público constituido por una porción de los ingresos del Estado paraguayo provenientes de la ITAIPÚ necesarios para el financiamiento de la ejecución de obras de expansión del sistema de transmisión. Así, el fideicomiso sería estructurado de la siguiente forma: el Estado paraguayo cumpliría el rol de fiduciante, a través de sus organismos: Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones y ANDE; el fiduciario, el banco o entidad financiera autorizados a operar como tal; el/los beneficiarios, los contratistas de obras de infraestructura en el sistema de transmisión que sean responsables de la ejecución de los proyectos de inversión, y, finalmente, fideicomisario (propietario final de los bienes fideicomitidos) sería la ANDE. Cabe destacar que el patrimonio fideicomitido puede ser tan amplio como la ley lo contemple. En ese sentido, es posible incluir en el fideicomiso, además de los recursos provenientes de ITAIPÚ, recurso provenientes de la ANDE u otros organismos estatales. Es importante mencionar como antecedente la Ley paraguaya N° 2148/03, que crea el Fideicomiso de Infraestructura Vial. Dicha ley parecería ser un buen modelo para la implementación del mecanismo de inversión en infraestructura pública propuesto en este trabajo. En casos donde sea necesaria una menor contribución inmediata por parte de Estado para la constitución del fideicomiso, es posible estructurar el mecanismo de inversión bajo la figura de un fideicomiso financiero. Esta figura es capaz de captar capital privado a un menor costo financiero para la ejecución de la inversión. El fondo del fideicomiso estaría conformado por aportes del Estado provenientes de los royalties y compensaciones de ITAIPÚ. El fideicomiso financiero emitiría títulos de deuda -garantizados por el bien fideicomitido-, captando capital privado para el financiamiento de las obras de infraestructura. Bajo esta figura, el Estado deberá integrar sus aportes al fondo fiduciario conforme al cronograma o calendario de pago de los títulos de deuda, evitándose así la necesidad de realizar
  • 9. th THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 importantes desembolsos al inicio del fideicomiso. Mediante este mecanismo, es posible captar capital privado a menores tasas de interés, debido a que el riesgo del fideicomiso así constituido es significativamente menor al de los mecanismos de inversión tradicionales. Como fue mencionado anteriormente, además de las inversiones en el sistema de transmisión, son necesarias inversiones en el área productiva. En ese sentido, mecanismos análogos a los presentados deberían ser estructurados facilitando el crédito a bajo costo a los inversores interesados en instalarse en el país (industrias electrointensivas), como medidas que incentiven el consumo (eficiente) de la energía y respondan a su vez a políticas de desarrollo económico. C. Inversiones en el sistema de generación paraguayo. Oportunidades de arbitraje de precios. A partir de las negociaciones alcanzadas, un nuevo mercado se abre para los nuevos generadores de la ANDE o potenciales productores independientes de energía contemplados en la Ley paraguaya 3009/2006. Estos generadores tendrían libre acceso al mercado brasilero conforme al acuerdo alcanzado, además de otros potenciales mercados de terceros países. La ley mencionada contempla la posibilidad de generadores primordialmente basados en gas natural. El Paraguay es un país que actualmente carece de yacimientos de gas natural o combustibles fósiles; sin embargo, cuenta con importantes excedentes de energía eléctrica. Es cierto que no tendría ningún sentido generar energía eléctrica a partir de energía eléctrica en escenarios con unicidad de precios; sin embargo, esto es una práctica habitual en escenarios donde existen importantes diferencias de precios temporales o geográficos. Este puede ser el caso del escenario resultante de la negociación. El productor privado vería su beneficio a partir de la disponibilidad de energía barata en el mercado paraguayo, con la posibilidad de colocarla a un mayor precio en el mercado brasilero u otros mercados. Por su parte, la ANDE vería su beneficio del hecho que la energía generada por ITAIPÚ sería consumida en el proceso, generándose energía totalmente independiente de ITAIPÚ, y por ende, sin la restricción de la venta a terceros países. Así, este artículo expone dos alternativas de infraestructura necesaria para la generación de energía eléctrica, conforme fue descripto (central de bombeo y central de producción de hidrógeno electrolítico). Primeramente, es pertinente resaltar algunas cualidades de los sistemas de generación tomados en este caso, específicamente de la central de bombeo y la central de producción de hidrógeno. En un mercado liberalizado, el beneficio de una central de bombeo se maximiza al operarse como generador cuando los precios de venta de energía en el mercado son altos, y como bomba de almacenamiento de fluido cuando dichos precios son bajos, mientras que en un sistema verticalmente integrado, es normalmente utilizado como generador para servir a los picos de carga, y como bomba de retorno del fluido en el reservorio en los periodos de baja carga. Actualmente, varias centrales de este tipo están siendo desarrolladas debido a su 9 flexibilidad operacional y a su habilidad de proveer una respuesta rápida a la variación de los precios de energía en el mercado spot y a su relativo bajo impacto ambiental [27]. En el caso de la producción de hidrógeno, el principal componente para la electrólisis del agua es el electrolizador. Para su análisis se deben tener en cuenta algunas características, tal como la viabilidad de su producción por electrólisis, el hecho de poder ser almacenado en cilindros, comercializado o ser utilizado como vector energético a través de gasoductos [28]. Para evaluar la vialidad de generación de hidrógeno, es necesario contemplar tres aspectos, el primero es la disponibilidad de recurso energético primario, en este caso energía de ITAIPÚ; el segundo, costo de producción de hidrógeno vía electrólisis; y por último, los requerimientos anuales de producción de hidrógeno, tanto para la posterior generación de energía como para su comercialización en forma de combustible [28]. En ambos sistemas se tiene adicionalmente como beneficio el almacenamiento de energía, ya que los mismos pueden almacenar de manera indirecta las fuentes primarias de energía, que posteriormente pueden ser transformadas en energía eléctrica a medida que la variación de carga así lo requiera. Otra ventaja a obtener es la posible utilización de la energía vertida no turbinable. Los mecanismos de inversión presentados en la sección anterior podrían ser aplicados para la ejecución en inversiones en esta dirección. Debe notarse la necesidad de extender el alcance de la Ley paraguaya 3009/2006 para brindar la posibilidad de la participación privada en emprendimientos como el expuesto. VII. CONCLUSIONES El proceso de negociación entre Paraguay y Brasil concluyó con reivindicaciones parciales de los reclamos paraguayos. Fue elevado el nivel de compensación y se permitirá a la ANDE a operar en el mercado libre brasilero. Esto último representa un importante desafío para la ANDE en corto plazo, considerando los riesgos y oportunidades presentes en el nuevo escenario de comercialización. En lo referente al reclamo paraguayo de la libre disponibilidad de su energía, la mesa negociadora abrió la posibilidad recién para después del 2023, fecha de fenecimiento del tratado. Además, fue acordada la construcción de la línea de transmisión de 500 kV por parte de la ITAIPÚ. Esto podría no ser lo óptimo para la ANDE, en el nuevo escenario de comercialización, y además, en caso que se busque un total aprovechamiento de la capacidad de generación paraguaya, serán necesarias inversiones que complementen dicha obra. La construcción y expansión de las redes de transmisión, requieren importantes inversiones que la ANDE, debido a restricciones presupuestarias, se ve limitada a realizar. Por otro lado, las vías tradicionales de créditos, debido a los riesgos de este tipo de inversiones, exigen elevadas tasas de interés. El fideicomiso constituye una alternativa jurídica que permite aislar fondos para un fin específico. Lo que reduce el riesgo de las tradicionales fuentes de financiamiento.
  • 10. THE 8th LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009 AMERICAN El artículo presentó un modelo de fideicomiso público e como un mecanismo útil que permitiría inversiones de bajo riesgo y atractivas para toda clase de inversores. La construcción de las redes debe responder a políticas estatales de desarrollo económico, donde se incentive el consumo eficiente, impulsando el establecimiento de industrias electrointensivas en zonas estratégicas del país. Con independencia del acuerdo alcanzado el 25 de julio de 2009 entre los Gobiernos de Paraguay y Brasil y de su futura aplicación, el Paraguay puede acceder a financiamiento para la der construcción de sus redes de transmisión mediante el empleo adecuado de la figura del fideicomiso. Esta figura legal podría, además, fomentar la instalación de otras generadoras. Entre ellas, de centrales de bombeo y centrales de producción de hidrógeno electrolítico, que aprovecharían el bajo costo de generación obtenida desde ITAIPÚ, para obtener beneficio con la diferencia de precios , entre los mercados eléctricos. [17] [18] [19] [20] [21] [22] [23] [24] VIII. REFERENCIAS [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] Itaipú Binacional. Prestación de los Servicios de Electricidad y Bases Financieras: Compendio. ITAIPU Binacional 2003. Itaipú Binacional. Tratado de Itaipú. Documentos Oficiales. Disponible online: www.itaipu.gov.br/files/tratadoitaipu_Esp.doc tratadoitaipu_Esp.doc Itaipú Binacional. Reporte de sustentatibilidad 2007. Disponible: http://www.itaipu.gov.py/files/relatorios2007_es.pdf Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones. Viceministerio de Minas y Energías. “Documento 2. Propuesta de Marco Regulatorio,” Plan Estratégico del Sector Energético de la República del Pa Paraguay (2004-2013) [Online]. 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Aguiar, obtuvo el título de Abogada en la Aguiar Universidad Nacional de Asunción, Paraguay, en el año 2007. Actualmente es candidata para alcanzar el título de Magíster en Economía y Administración Estratégica de Negocios en la Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales de la Universidad Católica de Cuyo, Argentina. Sus áreas de interés en investigación son inversiones en infraestructura ión pública, regulaciones en el mercado eléctrico y , desarrollo económico. Gerardo A. Blanco, obtuvo el título de Ingeniero Electromecánico en la Universidad Nacional de Asunción, Paraguay en el año 2004. Actualmente es candidato para alcanzar el título de Doctor en Ingeniería Eléctrica en el Instituto de Energía Eléctrica (IEE), de la Universidad Nacional de San Juan, Argentina. Él es investigador visitante en el Insitute of Power Systems and Power Economics Technische Universität Dortmund, Alemania y becario del Servicio Alemán de Intercambio Académico (DAAD). Sus áreas de interés en investigación son expansión del sistema de transmisión, opciones reales, inversión bajo incertidumbre. es Enrique H Buzarquis, H. obtuvo el título de Ingeniero Electromecánico en la Universidad Nacional de Asunción, Paraguay, en el año 2004. Paraguay Actualmente es candidato para alcanzar el título de Doctor en Ingeniería Eléctrica en el Instituto de Energía Eléctrica (IEE), de la Universidad Nacional de San Juan, Argentina. Él es becario del Servicio Alemán de Intercambio Académico (DAAD). Sus Inte áreas de interés en investigación son energías renovables y generación distribuida.