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Como el espacio periodístico para el debate es reducido, también vamos a restringirnos a mencionar: en Producción, a Itaipú Binacional; en Transmisión, a Líneas de 500 KV; no vamos a entrar ni en Planeamiento, ni en Distribución, ni en Comercialización. Resaltamos que lo no incluido aquí, así como otras estructuras del sistema energético, podrían ser parte de otras publicaciones.
De antemano alerto dos aspectos importantes: primero, que todos los temas abordados son muy técnicos y podrán no ser de fácil comprensión por el público en general, por este motivo voy a escribirlos de la forma más sencilla y comprensible posible; y segundo, que algunos temas exigen interpretación y puede que estos redunden en el derrumbe de falsos héroes instalados.
Hablemos del pasado de Itaipú
1. Acta de Foz de Yguazú
Al enfocamos en Itaipú, el primer documento oficial que podemos mencionar es el acta de Foz de Yguazú del 26 de abril de 1966. Ella fue redactada por personas del mundo diplomático, su lenguaje de redacción lo afirma, pero la parte que nos interesa es el “punto IV que dice: –concordaron en establecer, desde ya, que la energía eléctrica eventualmente producida por los desniveles del río Paraná, desde e inclusive el Salto Grande de Siete Caídas, el Salto del Guaira hasta la desembocadura del río Yguazú, será dividida en partes iguales entre los dos países, siendo reconocido a cada uno de ellos el derecho de preferencia para la adquisición de esta misma energía a justo precio, que será oportunamente fijada por especialistas de los dos países, de cualquier cantidad que no vaya a ser utilizada para el suministro de las necesidades de consumo del otro país”.
El primer punto polémico fue en la utilización de del término derecho de preferencia, que al pasar al Anexo C del Tratado se transformó en obligación de ceder a la otra parte la energía no utilizada; en palabras simples, aquí la parte de la energía que le correspondía y no utilizaba Paraguay, obligatoriamente le debe ceder al Brasil; entonces, esta elegante redacción envió al recipiente de desperdicio lo incluido en el Acta. El otro punto que creó mucho conflicto en estos cincuentas años es el precio justo. Tuvimos y aún tenemos opiniones diferentes sobre este tema, hasta hoy tenemos los que defienden, con los pechos inflados, como siendo el precio justo simplemente el precio de mercado; en forma sencilla, el que va al mercado 4 y otros mercados nacionales, no van a encontrar que se venda energía, yo me atrevo a afirmar, que todos los que hablan en estos términos no tienen ni idea de lo que dicen.
Para mencionar precio de mercado deben ser específicos de que mercado habla: mercado energético latinoamericano, mercado energético americano, mercado energético chileno; mercado energético brasileño, argentino, etc. Si quieren mencionar el mercado brasileño, deben especificar, si es el de corto plazo o de largo plazo, de alta tensión o de distribución.
Además, de qué precio justo se puede continuar hablando, si ya el propio Anexo C fija las reglas para determinar el precio anual y los factores de reajustes, se fijan por Notas Reversales (NR) aprobadas por las instancias correspondientes de ambos gobiernos. El punto polémico es el precio de la energía cedida, que dicho sea de paso estaba en el punto III.8 de Anexo C original, que luego se quitó por NR, pero se siguió, con reajustes, utilizado.
2. Polémica de la tarifa de Itaipú
En este tema se tuvo muchas iniquidades especialmente al inicio de la Operación de las turbinas de Itaipú, y luego por otras conveniencias; alerto que es un tema extenso y lo presentamos a continuación basado en el análisis de un grupo de estudio multidisciplinar formado en Itaipú.
En 1985, cuando se inició la fase de facturación (comercial provisoria) de la central, fue fijada una tarifa provisoria de US$ 10/kW-mes, para el periodo de marzo a diciembre. Esta tarifa provisoria era inferior a lo establecido por el Anexo C, pero se justificó considerando que la aplicación de la metodología establecida en este anexo resultaba en una tarifa mucho mayor de los valores pagados en el mercado eléctrico de la época.
Veamos la justificativa de la época sobre el valor mayor resultante del Anexo C: primero, la concentración de los vencimientos de los préstamos, principalmente los de origen externo, en los primeros años de la operación de la central; segundo, el atraso de la entrada de operación de las primeras unidades generadoras, que inicialmente estaban previstas para 1.983; y tercero, la indefinición existente con respecto a la confiabilidad de los servicios eléctricos.
A los efectos de compatibilizar los niveles tarifarios a ser aplicados con las reales posibilidades de pago de los mercados consumidores, en la etapa inicial de operación se hizo necesario, entre otras medidas económicas, el reescalonado de los servicios de la deuda con los vencimientos de aquellos primeros años.
Con la premisa de cancelar el saldo de la deuda en el año 2023 determinó la necesidad de utilización de una tarifa inicial de US$ 14,75/kW-mes, además de reajustes periódicos, a partir de 1987. Negociaciones posteriores aprobaron que esta tarifa sería aplicada a partir de marzo de 1986, pero luego surge un nuevo problema, se verificó la inviabilidad de aplicación de esta durante el año, justificada por la imposibilidad de las empresas compradoras repasaren este nivel tarifario al consumidor final.
Se mantuvo la tarifa de US$ 10/kW-mes durante el año 1986, y como es de esperar, este acuerdo aumentó considerablemente el desequilibrio económico-financiero de Itaipú, ocasionando atrasos adicionales a la atención del servicio de la deuda y causando una nueva sobrecarga de los valores a pagar en el futuro mediante tarifas más elevadas.
En 1987, con el objetivo de minimizar los efectos de estos atrasos y consecuentes cargas adicionales, fue aprobado el aumento de la tarifa para US$ 11,40/kW-mes a partir de febrero. Entretanto, simulaciones realizadas en esta época indicaban que el valor para la cancelación de la deuda en el 2023 era del orden de US$ 15,00/kW-mes. Como se pueden imaginar, este hecho, a ejemplo de lo ocurrido en 1985 y 1986, repetía en 1987 la acumulación de grandes compromisos financieros a ser soportados en gestiones futuras.
Esta preocupación llevó a la Alta Administración de Itaipú a solicitar nuevo ajuste de la tarifa y en 1988 fue aprobada la tarifa de US$ 12,40/kW-mes para aplicación a partir de enero de este año. En este año, nuevos acontecimientos afectan y comprometen más aún la gestión empresarial. Restricciones en el sistema receptor de la energía generada, motivadas por atrasos de obras y razones técnicas asociadas, obligan a una reducción de la potencia contratada durante tres meses, además de la exigencia operacional de colocar una unidad en mantenimiento durante todo el año.
Estos acontecimientos provocaron una reducción del ingreso operacional, que fue compensada en parte a través de un aumento en la tarifa. Para mantener el nivel de ingreso operacional del año, la tarifa pasó para US$ 12,85/kW-mes en el mes de marzo, y para US$ 13,65/kW-mes de abril a diciembre.
En 1989, en función de la política de aumentos graduales propuestos y de la disponibilidad de las máquinas para contratación, los niveles tarifarios de los estudios efectuados fueron los siguientes:
US$ 15,99/kW-mes para 1899.
US$ 16,00/kW-mes para 1990 y 1991.
US$ 16,10/kW-mes posterior a 1991.
Entretanto, en la práctica, durante el año 1989 solamente se realizaron pequeños ajustes, como citado a continuación:
US$ 13,65/kW-mes de enero a agosto.
US$ 13,79/kW-mes en setiembre y octubre.
US$ 14,06/kW-mes en noviembre.
US$ 14,20/kW-mes en diciembre.
En 1990 la tarifa fue fijada en US$ 14,35/kW-mes para enero, US$ 14,75/kW-mes en los meses de febrero a setiembre y US$ 18,70/kW-mes para los meses de octubre a diciembre. La tarifa de US$ 18,70/kW-mes, aplicado a partir de octubre/90 resulto ser incompatible con la capacidad económica-financiera de las empresas compradoras de energía, lo que implicó un aumento significativo de las cuentas a recibir por la Itaipú, como consecuencia de moras de pago.
En 1991, las moras generalizadas de las empresas compradoras llevó a la Alta Administración de Itaipú adoptar la tarifa de US$ 16,06/kW-mes a partir de noviembre/91 y permaneció invariable hasta marzo/97. De abril del año 1997 hasta diciembre de ese año, la tarifa tuvo un aumento del 7% y su valor pasó a US$ 17,18/kW-mes.
En enero de 1998, la tarifa aumentó para US$ 17,54/kW-mes permaneciendo invariable hasta diciembre del mismo año. En enero 1999, a tarifa fue reajustada para US$ 18,76/kW-mes con previsión de no variar en el año.
3. División de la deuda de Itaipú
Aquí vale la pena mencionar un documento interno de la entidad binacional, que más adelante tendrá un peso mayor que el propio Anexo C del Tratado, me refiero a la Resolución del Consejo de Administración (RCA) Nº 006/97 que estableció:
1. La corrección del valor nominal del costo unitario del servicio de electricidad (tarifa) conforme las reglas a seguir:
a. A partir de 01.04.97 en US$ 17,18/kW-mes, equivalente a un aumento del 7 % sobre el valor vigente hasta esta fecha.
b. A partir del 01.02.98, actualizaciones anuales del porcentual necesario para mantener el equilibrio económico-financiero de la entidad binacional, de conformidad con las reglas del Anexo C con el objetivo de cancelar integralmente la deuda de la empresa en el año 2.023.
2. Agrupamiento de todos los contratos de financiamiento concedidos por el principal organismo financiero a la empresa en un solo contrato, según las siguientes condiciones:
a. Conversión de la deuda existente en el 31.12.96, a su equivalente en dólares de los Estados Unidos de América de US$ 16.226.001.360,49 en tres cantidades, US$ 4.193.565.680,82; US$ 10.250.480.775,26 y US$ 1.780.954.905,41.
b. Los intereses vigentes de 10 % y 6,6 al año serán sustituidas por:
* Para la deuda vencida de US$ 4.193.565.680,82 se aplicará un interés de 4,1% al año, más el ajuste por el valor de la inflación americana. A cancelar en 57 cuotas mensuales sucesivas, con vencimiento de la primera en el último día hábil del mes de enero de 1997.
* Para la deuda a vencer, excepto la proveniente de préstamos del Tesoro nacional de US$ 10.250.480.774,26, se aplicará el interés de 7,6% al año, más el ajuste por el valor de la inflación americana y tendrá un periodo de gracia de aproximadamente 5 años. A cancelar en 263 cuotas mensuales sucesivas, con vencimiento de la primera en el último día hábil del mes de abril del año 2001.
* Para la deuda a vencer, proveniente de préstamos del Tesoro nacional de US$ 1.780.954.905,82, se aplicará el interés de 4,1% al año, más el ajuste por el valor de la inflación americana y tendrá un periodo de gracia de aproximadamente 10 años. A cancelar en 194 cuotas mensuales sucesivas, con vencimiento de la primera en el último día hábil del mes de enero del año 2007.
4.- Consecuencias de la división de la deuda
Trataremos de responder la pregunta: ¿Fue beneficiosa o perjudicial la división de la deuda en tres parcelas? Tomemos primer horizonte de análisis de 57 meses, periodo que incluye integralmente el pago de la primera parcela.
Luego de la realización de los cálculos matemáticos pertinentes se determinaron cuanto sigue:
-Al cancelar la deuda de la parcela A, se pagó por ella aproximadamente US$ 4.727.926.167,00. Es decir, US$ 543.360.486,00 sobre el valor original.
-La parcela B, que tenía un periodo de gracia de 51 meses, creció en ese periodo, en función de la capitalización de los intereses y actualización de la deuda (doble indexación), aumentó aproximadamente US$ 4.856.104.592,00. Es decir, creció US$ 662.538.912 por encima del monto original de la parcela A.
-La parcela C, que tiene un periodo de gracia de 120 meses, creció al concluir el horizonte de análisis, en función de la capitalización de los intereses y actualización de la deuda, a US$ 2.336.038.461,00. Es decir, se incrementó US$ 555.083.556 con relación a su valor original.
A partir del mes 52, comienza el pago de la parcela B, pero a fin de colocar todos los valores en una única de referencia veamos el estado de la deuda al final del mes número 57 (fin de setiembre del 2001): la deuda de la parcela B igual a US$ 14.963.199.323,00 y de la parcela C igual a US$ 2.336.038.461,00. En otras palabras, la deuda total, al concluir el pago de la parcela A, subió a US$ 17.299.237.784,00.
La partición de la deuda en las tres parcelas y la modalidad de pago asociada no permitió ni siquiera el pago de los intereses de la deuda total.
En síntesis, y en base a todo lo mencionado, el Anexo C, a ser modificado en el 2023, prácticamente nunca se respetó (en esta etapa), primaron otros intereses, no propiamente favorables para nuestro país; falto: por un lado, que toda modificación al anexo fuese plasmarlo en NR, como corresponde, para en el futuro se pueda negociar sobre el pago de las carga financieras que esto ocasionó; por otro, las autoridades nunca, hasta hoy, entendieron el valor de la excelencia profesional y continúan dejando la responsabilidad de nuestra mayor riqueza en manos inexpertas que ni siquiera tienen la visión de rodearse de asesores calificados.
“El pasado de Itaipú” continuará en la segunda entrega, donde se tocarán otros temas interesantes.
Ceder
El primer punto polémico fue la utilización del término derecho de preferencia, que al pasar al Anexo C del Tratado se transformó en obligación de ceder a la otra parte la energía no utilizada.
Precio
El punto polémico es el precio de la energía cedida, que dicho sea de paso estaba en el punto III.8 de Anexo C Original, que luego se quitó por NR, pero se siguió, con reajustes, utilizado.
Anexo C
El Anexo C, a ser modificado en el 2023, prácticamente nunca se respetó (en esta etapa), primaron otros intereses, no propiamente favorables para nuestro país.
Riqueza
Las autoridades nunca, hasta hoy, entendieron el valor de la excelencia profesional y continúan dejando la responsabilidad de nuestra mayor riqueza en manos inexpertas que ni siquiera tienen la visión de rodearse de asesores calificados.
(*) Exdirector de la Entidad Binacional Yacyretá.