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Introducción: este breve análisis (parcial) fue realizado como un simple ciudadano Paraguayo, autodidacta, que posee algunos conocimientos técnicos, producto de la experiencia en el sector (publico y privado), analizando solo resultados, sin hacer juicio de valor alguno y manifestando no tener conflictos de interés al respecto. Se trató de analizar más de lo que se hace y menos de lo que se dice, tratando de que el árbol no impida ver el bosque, ante la falta de acceso a información pública.
Premisa: “Primero la patria, después mi negocio”, papa Francisco, Asunción, 11 de julio 2015.
Hito: El Anexo “C” –denominado Bases Financieras y de Prestación de los Servicios de Electricidad de Yacyretá– constituye uno de los tres documentos básicos del Tratado. Este Anexo, en su artículo IX - REVISIÓN, establece: “Las disposiciones del presente Anexo serán revisadas a los 40 años a partir de la entrada en vigor del Tratado, teniendo en cuenta, entre otros conceptos, el grado de amortización de las deudas contraídas por Yacyretá para la construcción del aprovechamiento y la relación entre las potencias contratadas por las entidades de ambos países”.
El Tratado entró en vigor el 27 de marzo de 1974, que fue el día del canje de los Instrumentos de Ratificación, las cláusulas de este anexo C “debían ser revisadas” al cumplirse los 40 años, es decir el 27 de marzo del 2014, a pleno conocimiento de las altas partes.
Entorno Sectorial: situación actual de una grave crisis energética argentina (verano y/o invierno), quizás por ello el condicionamiento (implícito) de llegar a un “arreglo” de la situación de la binacional, siempre sujeto a una mayor producción de Yacyretá a través de más obras (por ende, más deudas). El problema energético argentino nunca fue la deuda de la EBY, sí los astronómicos subsidios energéticos (1), que llegaron al 3,25% del PBI solo en 2015, equivalentes a US$ 17.530 millones (19). Si el gobierno argentino subsidió a Ebisa (que no pagó su cuenta a la EBY), por qué no lo haría con la EBY, si al final el 90% de la producción va al SADI. O sea la supuesta quita, no es de onda nomás, ni mérito de las “férreas negociaciones”.
Las estimaciones previas demuestran que todo apunta a mantener el “statu quo” actual, o sea la República Argentina seguiría llevándose el 90% de la producción de la EBY, por una década más (como mínimo), siempre a costa de inundar más del 80% de territorio paraguayo y a seguir postergando todos los pagos de beneficios asociados del emprendimiento. (o sea facturando, pero no pagando).
Los datos oficiales demuestran que al 31.05.17 pasado, la ANDE retiro de la EBY solo el 6,8% de toda la producción histórica, pero en cambio “cedió” casi siete veces más, aunque ahora nos advierten que se nos viene el apagón para la siguiente década en caso de su rechazo, pero no hay estudios técnicos serios publicados que lo demuestren.
Estrategia paraguaya: según la Cancillería, hubo una férrea posición paraguaya, “primero las deudas, luego obras” (2). Obviamente se olvidaron del rol ejercido por la propia energía producida por la EBY, que constituye el 13 a 14% del total por fuente del SADI Argentino.
La táctica aplicada por el actor sectorial (la ANDE), denominada “optimización operativa”, que de retirar el 13% de la producción de la EBY en 2015, en forma decreciente descendió a solo un 5% de la producción en mayo último, demás está decir que Argentina lleva toda la diferencia. (3). Si estos son los resultados de la Política Energética (decreto del Poder Ejecutivo N° 6092 del 10.10.2016), algo se está haciendo mal (4), por eso Sun Tzu (500 ac) “Si las instrucciones no son claras, las explicaciones y órdenes no son confiadas, la falta es del general”.
En otro artículo publicado en marzo pasado (5), ya habíamos mencionado que se desvirtúa totalmente el sofisma esgrimido por décadas, que la ANDE trae más energía eléctrica de Itaipú (promedio 75% del SINPY) y menos de la EBY (promedio 17%) por su mayor tarifa y como consecuencia de ello se limitaron (y retrasaron) el desarrollo de toda la infraestructura asociada a la EBY (LT 500 KV).
Resultado: El Acta de Entendimiento Cartes/Macri, firmado el pasado 4 de mayo, no es un hecho aislado, es producto de la falta de aplicación de una política energética integral (en teoría existe en los papeles desde octubre 2016), que por una cuestión de tiempo-espacio en esta entrega, solo compararemos “las obra$ de la EBY por su ratio$”, ya que en ingeniería se tiene (tenía) como premisas básicas: “lo que no se mide no se controla” y “medir es comparar”, entonces podemos llegar a comparar proyectos similares por su mejor indicador económico (precio) (21), ya que medir parece que no se puede (Embalse).
Unidades adicionales de la central de Yacyretá
Sobre la maquinización de la central de Yacyretá no tenemos suficiente información, más que el monto de la (supuesta) inversión por tres turbinas adicionales de 155 MW c/u, lo cual, evidentemente, obedece a la mayor necesidad argentina en el corto plazo.
El problema central para la Argentina es el deterioro de las máquinas debido a la decisión de una mala operación histórica (Argentina), que obliga a frecuentes reparaciones y prolongados fuera de servicio. Sobre este tema nos ilustra el propio director argentino (6) …“un programa integral de rehabilitación” de las turbinas que funcionaron “cerca de 20 años con un nivel del río diferente para el que estaban diseñadas y sufrieron un acortamiento de su vida útil, lo que implica el recambio de muchas piezas para que la central vuelva a ser confiable en términos de generación de energía”. Sobre lo afirmado por Schiavone podemos decir que es una verdad a medias, ya que el problema principal persiste a la fecha (cavitación), debido a que el embalse compensador estipulado en el proyecto original y también en el tratado aun no fue realizado y, aparentemente, no se realizará en el corto y mediano plazo. Si el problema es que no se respetó el proyecto original, ¿lo lógico no sería tratar primero de cumplirlo? O sea, se sigue atacando el síntoma (reparaciones continuas) y no la causa (cavitación) (7).
En el Acta se plantea sumar tres unidades adicionales en la presa principal (8), que costarán la friolera de US$ 1.000 Millones, se debe tener en cuenta aquí que el proyecto contempla solo la maquinización, no incluye mayores costos por obras civiles importantes, desvió del río, presa principal o laterales, relocalizaciones, entre otros, por lo tanto el precio por unidad de la maquinización seria de aproximadamente US$ 333,33 millones. Como las mismas tienen una potencia nominal de 154/155 MW, nos dan una ratio de 2.150 US$/kW instalados.
Este indicador es muy válido para compararlo con otros proyectos regionales similares, solo que los ratios mostrados en la tabla adjunta (18) incluyen todos los costos asociados a la construcción y puestos en servicio, mientras que en la EBY solo hablamos de la maquinización correspondiente.
Los ratios mostrados (inferiores en todos los casos) hablan por sí solos, pero si el lector aún duda de los sobrecostos, podemos seguir ampliando nuestro universo de comparaciones, por ejemplo con otro proyecto binacional que nos atañe más directamente y del cual tenemos mayor evidencia y se podría obtener mayor información. Le corresponde al proyecto Itaipú, que instaló una década atrás dos unidades adicionales a un costo de US$ 185 millones (92,5 millones por cada 715 MW instalados). Por lo cual el ratio señalado apenas alcanza los 130 US$ /KW instalados, muy por debajo (increíblemente) de los 2.150 USD/kW señalados para la EBY. La diferencia de proyectos, así como de precios es abismal, aunque hoy lo realizado por Itaipú costará el doble o el triple y así por delante hasta llegar a un factor 16,5 veces superior (9).
Reproducimos en parte (10), para que el lector pueda comparar las unidades Itaipú vs. EBY. “Cada unidade geradora pesa 6,6 mil toneladas e as duas últimas, instaladas pelo consórcio Ceitaipu, liderado pela francesa Alston, custaram US$ 95 milhões cada …”. En la EBY el conjunto móvil no llega a pesar ni mil toneladas.
Pero si aún persistiera un atisbo de duda, podemos seguir ampliando el análisis a nivel mundial con relación a las maquinizaciones de proyectos similares, recurriendo a un archivo internacional denominado “RENEWABLE ENERGY TECHNOLOGIES: COST ANALYSIS SERIES”, publicado en junio de 2012 por International Renewable Energy Agency (IRENA), disponible en Internet (11) específicamente fig 4.7 “electro-mechanical equipment for hydro as a function capacity by country (log-scale)”, Source: Alvarado-Ancieta, 2009. pag 23, por si algún lector desea corroborarlo. Para este trabajo adicional, pude contar con la ayuda del colega Ing. Hugo A. Cacace Amarilla, que reproduzco en parte por su extensión.
En la gráfica reproducida del paper señalado, en ordenadas (y) se expresan los costos de los equipamientos electromecánicos de hidroeléctricas, en función de la capacidad instalada expresada en MW, en abscisas (x). Los diversos puntos representan c/u los numerosos emprendimientos hidroeléctricos realizados en los últimos años, que integran la base de datos y situados alrededor de todo el mundo.
En esa gráfica hemos trazado una línea media que representaría los valores medios de esos proyectos y la primera conclusión (obvia) es que a mayor capacidad equivale un mayor precio, parece un resultado lógico, ya que una mayor capacidad implica siempre un mayor desarrollo de ingeniería, mayor cantidad de materiales, mayor peso, mayor tecnología, mayor cantidad de recursos humanos, etc. Dicho de otra forma, lo lógico sería que una unidad adicional de Itaipú (715 MW) sea siempre más onerosa que una unidad adicional de la EBY (155 MW) y no precisamente al revés, aunque motivos seguramente $obran.
El siguiente paso sería estimar los costos estimados de una unidad adicional de la EBY, según dicho paper (base de datos), para ello ingresamos con la potencia respectiva (154/155 MW) en abscisas (x), hasta cortar la recta media y leemos el valor en ordenadas (y), arrojándonos un valor aproximado de US$ 70 millones, aunque podemos observar que ese valor no es absoluto, podría variarlo quizás hasta el doble (US$ 150 millones como límite superior, según sea el caso específico.
Por lo tanto, la segunda conclusión es que con los mil millones de inversión podríamos adicionar no solo tres unidades como máximo, sino tal vez seis (6) unidades como mínimo, o sea simplemente el doble de unidades pensadas.
El siguiente paso podría ser estimar que capacidad instalada podría corresponderse con la inversión de US$ 333,3 millones, procediendo con la gráfica citada de forma similar, hecho que nos arroja valores superiores a los 1000 MW instalados. Resultado también lógico si pensamos que Itaipú ya pagó menos de US$ 90 millones por 715 MW instalados reales.
Aña Cua
Con la misma línea de razonamiento proseguimos con el análisis del proyecto Aña Cua. No hablaremos en esta oportunidad de los aspectos técnicos, que a pesar de ser muy importantes fueron explicados con suficiente rigor técnico en su oportunidad por el Ing Enciso Velloso (+), algunos publicados por la prensa, pero sus memorias técnicas constituyen nuestro mejor acervo nacional en defensa de los intereses patrios en todos los proyectos mixtos ubicados sobre el río Paraná, entre otros (12).
En cuanto a su construcción existen numerosos interrogantes, en especial su diseño, a la eficiencia y eficacia de la propuesta. Las dudas técnicas inclusive han sido también expuestas por la prensa, pero nunca explicadas por la EBY con suficiente rigor técnico (13).
Podemos decir en consecuencia, que no existe un estudio técnico serio, de lo que realmente se pretende hacer con el proyecto Aña Cua, así como de su posterior conflicto en el medio plazo con el proyecto Itá Corá/Itatí, por lo tanto es casi imposible, bajo estas condiciones, aseverar que es factible técnicamente para Yacyretá y mucho menos para el Paraguay, ya que el modelo planteado prioriza la (supuesta) mayor generación (victoria pírrica) y no precisamente la navegación (prioritaria, para nuestro país mediterráneo).
La incongruencia se evidencia con los diferentes proyectos ya realizados, por ejemplo grupos bulbos, ahora mencionan turbinas Kaplan. Lo concreto es que, a medida que pasan los años, la potencia disminuye, al igual que la calidad de los proyectos y sus numerosas Con$ultorías asociadas, pero muchos estudios para demostrar que los costos US$/kW instalados solo se incrementan en la EBY con el paso del tiempo (14).
No podemos analizar un proyecto Aña Cua que nadie vio, así como no fue publicado, pero nos dicen que está prestos para su llamado a licitación. Nos cuentan que costaría US$ 600/650 millones para una potencia de 250/275 MW, que nos da un ratio de aproximado de 2.500 US$/ KW instalado. La primera conclusión sería por qué invertir en un proyecto más caro aún que las ya demostradas onerosas unidades a ser ubicadas en el brazo principal (2150 US$/kW instalado), que podrían generar una potencia mayor para el mismo caudal turbinado respecto al Aña Cua. La respuesta parece sencilla, el salto es mayor, en concordancia con los numerosos textos de ingeniería hidráulica.
Entonces, la primera pregunta obligada es por qué invertir en Aña Cua y no todo los supuestos 1600/1700 millones en la presa principal, o inclusive llegar a completar las 30 unidades a precios más reales y competitivos.
La segunda pregunta obligada es por qué invertir en un proyecto más caro que se anulará en el medio o largo plazo (< 10 años), con la futura central de Itá Corá/Itatí, ya que el embalse formado por este dique compensador se introducirá en el brazo Aña Cua como una lengua de agua (bahía), de modo que este ya no sería un lecho seco, desvirtuando todo caudal ecológico. No olvidemos que el proyecto hidroeléctrico Itá Cora/Itati estaba pensada para una potencia instalada 1600 MW, (potencia firme igual a 1425 MW y producción anual 11.000 GWh).
Lo concreto es que la historia reciente del proyecto Aña Cua nos muestra que este proyecto ha ido aumentando progresivamente de precio en cada intento de “entendimiento” bilateral, a pesar del buen ambiente y ausencia de mala fe de las partes. Se puede comprobar fácilmente como este proyecto pasó de un costo estimado de US$ 240 millones (1998), a US$ 400 millones con el preacuerdo 2006 y llegar ahora a los actuales US$ 600 o 700 millones, según las últimas declaraciones.
Al respecto y no hace mucho tiempo, conjuntamente con algunos colegas que aún creemos en la profesión, llegábamos a las mismas conclusiones técnicas económicas para un proyecto similar de la ANDE denominado “Presa Iguazú”, de unos 200 MW de capacidad instalada a un costo superior a los US$ 300 millones (1.500 US$/kW instalado), que al final el propio Gobierno Nacional canceló su maquinización debido a su alto costo y baja producción (200 GWh anuales) (15).
No olvidemos que el 13 de abril de 2006 (16), “por falta de transparencia”, el presidente Nicanor Duarte Frutos ordenó la suspensión de la licitación N° 321 del contrato de construcción de la central del brazo Aña Cua del río Paraná convocada por Yacyretá (EBY)”; pero ahora, en febrero pasado, la prensa argentina informaba de nuevo que “están listos los pliegos para llamar a licitación”, provocando que nuestras propias autoridades se atrevan (desafiantes) a decir que no precisan de Acuerdo Parlamentario alguno (20).
Como diría un respetable colega amigo ex ANDE: “Algo huele mal en Dinamarca”, al recordar Hamlet de William Shakespeare.
Conclusión: En lo que respecta a las nuevas obras en la EBY, y con los resultados aquí obtenidos, considerados como un axioma (proposición o enunciado tan evidente que se considera que no requiere demostración), concuerdo plenamente con lo expresado por el colega profesor Ing. Ernesto Samaniego (17) “A cambio de “caramelitos”, Argentina hizo un buen negocio en EBY” .
Por eso algunos colegas del sector solemos decir: “Lo que está mal está mal aunque lo haga todo el mundo y lo que está bien está bien aunque no lo haga nadie”, pero si estoy equivocado como dijo A. Einstein cuando le consultaron su opinión, sobre el libro “Cien autores en contra de Einstein” (1931) respondió: “¡Si yo estuviese equivocado, uno solo habría sido suficiente!”.
2. http://www.780am.com.py/yacyreta-primero-la-deuda-luego-las-obras/
3. http://www.abc.com.py/edicion-impresa/economia/compran-menos-de-eby-para-optimizar-1601859.html
10. http://www.folhadelondrina.com.br/economia/itaipu-instala-sua-19-turbina-575895.html
13. http://www.abc.com.py/edicion-impresa/economia/otra-usina-en-ana-cua-no-aumentara-la-produccion-1570884.html
19. http://www.telam.com.ar/notas/201608/158178-argentina-subdisio-energia-2015.html