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Algunos de los aludidos optaron por el “oñembo oso” cuando se les preguntó sobre el Acta Bilateral, asegurando que los consejeros de Itaipú no estaban al tanto de la firma del acta entreguista (2), mintiendo sin sonrojarse, ya que participaron de varias reuniones (3, 4 y 14) al respecto. O sea, todos estaban al tanto e involucrados, pero nadie sabía nada, aunque todos tengan rangos y sueldos de ministros.
¿Cómo podrá defenderse nuestros derechos en Itaipú (o en la EBY) con este tipo de colegas binacionales, cuasi Ángel(es), mezcla de con$ultores y millennian’s, que quizás conocen el Método de Negociación Harvard by Salamanca, el win to win, el “Equilibrio de Nash“”, las “actas fanta$ticas”, el Tratado de 1973, la UIP, pero que no consiguen resultados (goles), al menos para el Paraguay. Quizás el camino sea nombrar outsiders tal(es) como el empresario Ernst Bergen, quien seguramente aún tiene valores y principios y cumpla el dicho: “Hay genios sin estudios e idiotas con doctorados”. Hoy parece que la binacional es solo una agencia de empleos prebendarios más (13, 16, 17…).
En Itaipú hay mucha información técnica disponible, por ende se puede hacer muchos cálculos técnicos, considerar muchos otros factores (jurídicos, económicos, ambientales, sociales, entre otros) antes de, por ejemplo, tratar actas bilaterales. No hace falta que salga en la prensa para que “nossos representantes paraguaios (NRP) na CDA (Consejo de Administración” (NRPCDA) se enteren y hagan las simulaciones (cálculos y escenarios) posibles. Por eso, la información oficial provista por los protagonistas ante la CBI es muy útil, porque brinda suficiente información oficial y técnica para comprender a cabalidad lo expresado tan vehementemente por el Ing. PF, ya expuse algunas “dicas” referentes al manejo estratégico del embalse (ex) binacional, publicado el domingo pasado (5), ahora me referiré al reparto equitativo de la producción.
Período 1984 a 2002 (18 años)
En la planilla de arriba podemos ver que en el primer periodo analizado, desde el inicio de la operación comercial (1984), la ANDE solo retiro el 4,7% de la producción total. Se puede mencionar como hito importante que el 7 de junio del 2001, Itaipú batió su primer record’s, un millón de GWh acumulados. No existían los conceptos de Energía Garantizada y Adicional a la Garantizada, pero si la Deuda Espuria.
En el periodo señalado, el Paraguay, conforme la NR N° 05/1973 (26.04.1973), a través de la ANDE, tenía la preferencia de definir prioritariamente sus necesidades de potencia (soberanamente), por ende toda la potencia no contratada del 50% que le corresponde por derecho, Eletrobras, obligatoriamente, debía contratar. Ahora, al parecer, hay que consultar “prima facie” a los “generales de la contraparte”.
No olvidemos que la división en partes iguales de la energía producida está claramente establecida en el Art. XIII del Tratado, y en cuanto al costo, el Cap. IV del Anexo C es muy claro, este costo era distribuido en forma proporcional a las potencias contratadas por las entidades abastecidas. Al 2002, el 7% era absorbido por el Paraguay y el 93% por Brasil.
El Costo Unitario del Servicio de Electricidad, o sea la tarifa del 2003 fue calculada en 15,93 U$S/KWmes, a pesar de todo lo actuado (no muy transparentemente), según se detalla en la Pág. 69 del libro “Itaipú Binacional. Prestación de los Servicios de Electricidad y Bases Financieras” (Edición 2003). Se dice que la tarifa del 2003 tuvo una disminución del 15,4% respecto al valor del 2002 debido, entre otros motivos, a una reducción del valor del factor de ajuste utilizado. La tarifa variaba año tras año por la aplicación “irrestricta” del Anexo C, se menciona, ahora es fija y previsible, pero mucho mayor.
El citado libro/apunte no menciona otras gangas; “el ‘arreglo’ sobre la ‘deuda espuria’ (7), consolidada en San Pablo por Resolución Nº RCA- 06/97 de Equilibrio Económico-Financiero de la Itaipú el 31 de marzo de 1997, que fue la puntada final para que brasileños y paraguayos descarguen sobre el pasivo de la binacional (la ilegal deuda vencida), seguramente porque los “NRPCDA”, también debían defender otras altas posiciones binacionales. “La RCA-06/97 fue aprobada por los siguientes consejeros (binacionales): Miguel Fulgencio Rodríguez, Carlos A. Saldívar (+), Joaquín Rodríguez (+), Héctor Richer, Adolfo Ozuna y Paul Sarubbi”.
Consumo propio
En dicho libro también se señala (Pág. 116) que el Consumo Propio - no facturado- (producción – suministro) quedó establecido en unos 34 MW de la capacidad de generación de la central, equivalentes a unos 300 GWh anuales consumidos. Vemos en el cuadro de arriba que ese consumo se mantiene semiconstante (+10%) hasta el 2008, para luego duplicarse sin razón aparente, salvo la inclusión de dos unidades adicionales (10%) como mayor potencia instalada, como si ese hecho, per se, haya duplicado el consumo de las restantes 18 unidades operativas. Recuerdo haberlo señalado en la prensa (6) en tiempo y forma, para que se enteren los “NRPCDA”, pero seguramente estos tenían que defender otras altas posiciones binacionales.
Nadie de los “NRPCDA” se dio por enterado que el consumo propio en 2003 se quintuplicó con las reformas, ni que se duplicó en la última década, aunque haya fuertes indicios de que se incluyó como consumo propio de la central (telemedición) el consumo propio (foráneo) de la conversora (AC/DC) de Foz, entre otros consumos 60 Hz.
Casualmente, el mayor consumo propio se da con la aparición de los llamados “gastos sociales”, incluidos a los “costos de O (Operación y M (Mantenimiento)”, que casi se duplicaron en U$S/MWh en la última década. Lástima, nuestras autoridades no se dieron cuenta.
2003 a la fecha
A partir del 2002 se incorporaron los nuevos conceptos de “Energía Garantizada (EG) y Adicional a la Garantizada (EAG)”, desde entonces, los royalties y resarcimiento por cargas de administración y supervisión previstos en la tarifa son solo aquellos relativos a la EG = 75.170 Gwh anuales, que ya cubren la totalidad del presupuesto anual de la entidad y no sobre la producción total, ahora la obligación de pagar las cargas establecidas en el Anexo C por la EAG, corre por cuenta de la entidad que la consuma. El costo de la Energía Excedente, cualquiera sea la causa es marginal.
Hay mucho material de lectura sobre las reformas brasileñas de esa época, pero rescato y reproduzco las conclusiones del paper (8) publicado por la Gesel-UFRJ: “La reforma de la industria eléctrica de Brasil en la década de los ‘90 incluyó la privatización de los servicios y el establecimiento de un marco reglamentario que no logró manejar adecuadamente la expansión de la industria, que llevó al racionamiento eléctrico en el 2001 ... Sin tener en cuenta su importancia local, se crearon las condiciones en las que ganaron mucho más las compañías internacionales que las empresas nacionales, tildadas de “tradicionales” y “obsoletas”. El papel del Estado en la reglamentación de los factores, que busca sentar las bases de acumulación de capitales, en este caso privilegió a las de capital extranjero. El poder económico y la capacidad de gestión de estos grupos entrantes pasaron a contratar, aprovechando la fragilidad de entonces de los incipientes órganos de control y regulación del país.
La reforma de la década del ‘90 desmanteló el aparato estatal, disminuyó su funcionalidad y limitó la expansión de la capacidad del SEB” (Sector Eléctrico Brasileño).
Estas reformas unilaterales brasileñas repercutieron en Itaipú, donde con la complicidad de los “NRPCDA (60 Hz)” se cambiaron las reglas de juego casi dos décadas después de iniciada la primera operación comercial, se abusó del desembalse (pasando de ocasional a periódico), entre otros, tal como lo describí en otro paper (9) que reproduzco en parte:
“Esto indica claramente que se ha privatizado bajo nuestras narices la renta asociada sobre un recurso natural condómino, entonces la pregunta asociada es ¿por qué ellos pueden y la ANDE y/o el Paraguay no? ¿Por qué no podemos hacerlo bajo la mismas condiciones que hace teóricamente Eletrobras, ahora S.A. ¿Por qué una empresa privada multinacional puede apropiarse de una renta asociada a la energía no utilizada por la ANDE, pero que le pertenece por derecho y que tampoco es usufructuado por Eletrobras? ¿Dónde están nuestros leguleyos top level, muchos expertos en derecho internacional público?”.
Ahora fue nombrada una novel integrante del CDA, con experiencia académico-jurídica externa (12), quien dice que “el tratado de 1973, muy antiguo, debería ser adaptado y adecuado a los avances del derecho internacional de aguas, el derecho internacional ambiental y hasta el derecho de cambio climático, aprovechando y utilizando el potencial energético”, interesante opinión, pero la realidad nos advierte que ni una simple Acta podemos hacer bien.
Hoy estamos en las puertas de la última gran reforma brasileña (full privatización), ya que el gobierno de Jair Bolsonaro “estuda privatizar qualquer coisa” (11), con seguridad habrá imitadores locales, ¿alguien duda de que esto no influenciará sobre Itaipú? ¿que Jodelo$ y Lero Lero con el acta bolateral son casualidades?
Así vemos en la planilla mostrada, que se cambió el concepto de “Energía Firme - EF” (100% de probabilidad) citada por todos los libros texto del ramo, por un nuevo concepto bautizada como “Energía Garantizada (EG)”, calculada teóricamente con base en criterios probabilísticos, con un nivel de riesgo inferior al 5%. Este nuevo valor fue definido unilateralmente por Itaipú en 75.170 GWh, valor superior en por lo menos 10% a la Energía Firme (EF) determinada como energía de proyecto en los 70 (68.000 GWh anuales). Supondremos que sea cierto (EF no es igual a EG), hasta que se demuestre lo contrario.
La “Energía adicional a la Garantizada (EAG)” es tal como su nombre lo indica, toda producción superior a la EG, con un mayor riesgo probabilístico, aunque yo le denominaré conforme a los libros texto del ramo, “Energía Secundaria (ES)” y sostengo que el 50% de esa producción le corresponde al Paraguay, a través de la ANDE, a precios marginales (incluido el (des)embalse estratégico), ya que la EG cubre el 100% del presupuesto anual por definición.
Un profesor mío nos decía en sus clases magistrales, que si se duda de algunas definiciones se consulte primero los libros de texto del sector, los clásicos, los que se usan como referencia en casi todas las buenas universidades del mundo jamás de los apuntes que se usan en las universidades garaje.
No existen en los textos, así como en el tratado y/o nota reversal alguna, los conceptos de “Energía asociada a la Potencia Contratada”, que los “NRPCDA” definieron arbitraria y convenientemente en sus apuntes 60 hz, como la suma de la “Energía Garantizada, más la Energía Adicional a la Garantizada (EG + EAG)”, repartidas a las entidades compradoras en forma proporcional a las potencias contratadas por c/u de ellas. Arbitrariamente se definió como Potencia Superior a la Disponible para contratación a todo valor superior a los 12.135 MW, esta potencia excedente tiene su propia energía excedente asociada y asumen como gran conquista que esta y solo esta energía sea repartidas 50-50 por margen, a un costo marginal (RCA 020/2002 del 30.08.02), hasta muestran sin rubor alguno que Paraguay se llevó mayor cantidad que Brasil, pero solo de esta energía sui generis, cuando la definición de “Energía Secundaria Excedente” debería ser, en realidad, toda producción conseguida mayor a la EG (75.170 Gwh anuales), el (des)embalse no forma parte de la EG, está en el manual, he’i el “profe Benicio”.
Ahora puedo entender cuando los próceres binacionales tratan de explicar una y otra vez, a propios y extraños, que hay que estar más atento que corredor de fórmula 1 en la pista del despacho de carga, ya que los excedentes aparecen y desaparecen casi instantáneamente; claro si se respeta(ra) a cabalidad el Acuerdo Tripartito de las Aguas, según el cual Itaipú no puede funcionar con más de 18 unidades de 700 MW c/u (12.600 MW) y el caudal máximo erogado instantáneo no mayor a 12.600 m3/s, sabiendo que la productividad de Itaipú es de 1MW/m3/s, realmente sería un milagro que aparezcan estos excedentes superiores, especialmente si no se dispone de la programación y despacho on line de Itaipú y solo se manejen por “guasat”. Lo natural sería que no haya excedentes de potencia superior a 12.135 MW y por ende de qué sirve que se repartan 50-50 solo esta parcela sui generis, con casi 0% de probabilidad de ocurrencia, caemos entonces en el apunte 60 Hz, que toda la producción normal debe ser repartida según la potencia contratada por las partes, o sea 11% Vs. 89% actuales de un recurso natural condómino. No olvidemos que la central es del tipo pasada (filo de agua).
Según argumentan los próceres binacionales en su apunte, para la Itaipú no constituye ningún beneficio aumentar la potencia disponible a ser contratada, aunque con ello se baje la tarifa (mayor denominador), más bien le significa colocarse una camisa de fuerza, pues le será mucho más difícil cumplir con los valores contractuales en caso de una salida imprevista de máquinas (a pesar de tener dos unidades de reserva), una reducción de potencia por reducción del salto bruto (a pesar de que desembalsan frecuente y periódicamente por decisión unilateral de la ONS, jamás de la ANDE). Además, mayor potencia disponible para contratación significa menor posibilidad de contar con excedentes de potencia, que casi no deberían existir (sin embargo ello no fue impedimento para pasar a operar 20 unidades, violando el Acuerdo Tripartito), tal como Itaipú pública en su propia página web a partir del 2006. (https://www.itaipu.gov.py/es/energia/produccion-ano-por-ano).
Conclusión: nuestros próceres binacionales creen que ellos y solo ellos son las Altas Partes e intentan, en el juego de la estrategia binacional, salvar (gua’u) al peón (ANDE) a cambio de embretar al rey (Estado paraguayo), para que este pida tablas, urgente y convenientemente.
Sobre los excedentes, se lee en la Pág. 144 del apunte citado que la facturación fue hecha como potencia media, o sea todo el bloque de energía mensual retirado se convirtió a potencia media, dividiendo ese bloque mensual de energía por la cantidad de horas de cada mes (720 para 30 días ó 744 para 31 días). Esto benefició, se aclara, a ANDE y a Eletrobras. Así los nuevos criterios 60 Hz adoptados por Itaipú para la prestación de los servicios de electricidad a partir del 2002 (EG; EAG y otros) posibilitaron el cálculo de una tarifa más previsible (sin embargo, la tarifa de la última década de Itaipú fue de 22,6 US$/KWmes, mucho mayor a de la década pasada). ¿Esta es la definición de tarifa previsible?
En la planilla mostrada supuse que la EG (95% probabilidad) fuese equivalente a la EF (100% probabilidad), lo que no es estrictamente cierto. En ella se (de)muestra que del total de la energía secundaria producida en el periodo analizado (Producción Anual Total menos EG = 75.170 GWh), totalizaron 282.171,0 GWh (19% de la producción), al respecto nadie duda de que el 50% le pertenece al Paraguay (141.085,5 GWh), pero la ANDE solo retiró en ese periodo 62.100,0 GWh, o sea apenas el 44% de esa energía secundaria que le corresponde por derecho (22% del total de la ES), esto implica que se han cedido el otro 56%, como mínimo de esa ES a costos marginales. En el cuadro se puede apreciar que a mayor retiro de ES excedente, menor costo medio y viceversa (caso 2016, craso error ANDE e Itaipú MD, que lo estamos pagando todos y todas.
Conclusión: Se prueba que nadie fue culpable, nadie sabía nada y no llegó a las Altas Partes, pero si a los comunes (tarifazo marzo 2017).
Al respecto el Ing. PF mostró ante la CBI, sobre los casos puntuales del incumplimiento del contrato de Energía Garantizada por parte de ANDE esgrimidos por Eletrobras como el impase actual no llegan al 5% de los casos analizados de manera grosera, ellos reclaman US$ 55 millones por 2018, supuestamente ya compensados, he’i Ing. O. Román Romei ante la CBI (15), contradiciendo a su (ex) director técnico (adjunto). Sí se compensó (2018) por qué Eletrobras sigue en su impasse este 2019.
Pregunto, ¿todos estos supuestos incumplimientos (no compensados) fueron mayores a los cuasi 79.000 GWh (56%) de Energía Secundaria cedida? (2003 a 18). Si alguien duda, lo podemos discutir en los tribunales internacionales correspondientes (10).
Entonces, pregunto una vez más a nuestras Altas Partes: si la ANDE retiró solo el 7,5% de toda la producción histórica hasta la fecha y desde el 2003 al 18 solo el 44% de la ES que le corresponde por derecho, repito lo ya expresado en abril pasado: “se puede demostrar fácilmente que, a la fecha, la ANDE no pudo ni puede producir descalabro financiero alguno sobre el 92,5%, solo porque la razón energía excedente/garantizada no le es directamente proporcional a un acuerdo operativo oculto. Sabemos en qué consistió la zanahoria, ahora sabemos cuál será el garrote (4to. párrafo del Acta Gate Bilateral).
(*) Ing. electricista y electrónico por la UNC, Argentina (1984). MADE (2000) UA, Paraguay. Magíster en Economía de la Energía (2010). Gesel–UFRJ, Brasil. (Este artículo es en homenaje al (+) Ing. Juan Carlos Linares Silva (15.09.19), un auténtico 50 Hz. QEPD).
Referencias
4.https://www.ultimahora.com/federico-gonzalez-esta-firme-pese-su-papel-tema-itaipu-n2836023.html
8.http://www.gesel.ie.ufrj.br/app/webroot/files/publications/50_TDSE26%20-%20espanhol.pdf
10.https://www.abc.com.py/edicion-impresa/suplementos/economico/el-costo-medio-ande-2018-1793953.html
16.https://www.abc.com.py/nacionales/itaipu-agencia-de-empleos-1742091.html