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La principal razón del aumento en el presupuesto del CDE, según dicen, son los descuentos otorgados a los consumidores que contratan empresas en el entorno de Libre Contratación (ACL), donde el cliente no paga una bandera tarifaria y negocia directamente las condiciones de compra (beneficiosas para ambas partes) con el generador mediante contratos privados, exactamente tal como está pretendiendo realizar este 2025 la ANDE (“ad referéndum”) con la superventa de la “produzao” del Acaray (CH-ACY), llamada de “he$tratejica”, pero no por ello un “wintowin” a precios subsidiados, donde evidentemente se olvidaron de la “TARIFA HINTELIJENTE” que predican entre compatriotas.
Con respecto a la República Argentina y sobre el tema, según el IIEP-UBA, los subsidios energéticos acumulados a octubre aumentaron 138% en el acumulado del año 2024 respecto a igual periodo del año anterior y suman US$ 5,7 billones. Añado, simplemente para recordar, que la Cesión “Paraguasha (Allianada & Demo$trada) 2023 en la EBY”, representó el 5% de la demanda total del SADI, nunca pagado en tiempo y forma.
Como ya escribí sobre esa muerte anunciada el mes pasado (1), no lo repetiré, pero si algún lector Sapiens aún no está convencido de ello, lo invito a (re)ver la Audiencia Pública de la Comisión de Entes Binacionales celebrada el pasado lunes 9 de los corrientes por TV CAMARA (https://www.youtube.com/live/uQl0kVfaQVY), donde aclaro que NO soy parte interesada.
Por eso es importante para el lector “sapiens” leer también noticias foráneas que le develarán el rumbo eléctrico 2025 “ad referendum” de los “mi$mos irmaos” cinturones negros”, por ejemplo (2): Aneel mantiene tarifa de Itaipú hasta marzo 2025, pero advierte al gobierno sobrecostos adicionales de US$ 121 millones con la medida - para compensar el mantenimiento de la tarifa, sería necesario un ajuste del 6% en el valor de la energía generada por la binacional, que se traslada a distribuidoras del Sur, Sureste y Centro-Oeste, ya que hay un (sobre) costo no incluido en la tarifa (halta) aprobada por el “NEW ACTA BOLATERAL” a principios del presente año.
En julio (Sic), los dos gobiernos llegaron a un “new” acuerdo, que preveía el mantenimiento de la tarifa brasileña en el nivel practicado hasta entonces (US$ 16,71 por kW/mes) y el aumento de la tarifa paraguaya a 19,28 US$. NdR = No es la “TARIFA HALTA HINTELIJENTE”.
Los valores permanecerían vigentes hasta 2026. La diferencia entre ambas tarifas sería cubierta por un aporte de Itaipú (IB). En la práctica, Brasil renunciará a 300 millones de dólares al año para mantener los aranceles del lado brasileño por debajo de lo definido por “Paraguai”.
Sin embargo, según Aneel, Brasil necesitará más dinero para mantener los aranceles en el nivel actual, tal como se define en el acuerdo entre los dos países. Esto se debe a que existe una variación de costos en el valor de la energía de la IB que transfiere “Paraguai” y/o Brasil. Además, se espera que la cuenta de comercialización de Itaipú cierre este 2024 con saldo negativo, en el valor de aproximadamente R$ 332,6 millones (US$ 56 millones).
Sin embargo, a pesar de la peor Sequía de la cuenca en el último siglo, el costo medio de IB 2025, en teoría, debería ser similar al PMEH (Preço Médio da Energia Hidráulica) de 35,7 UD$/MWh, calculado a partir de los costos incurridos por las distribuidoras con la compra de EE de fuentes hidráulicas, realizada directamente con los generadores de energía, y sus respectivos montos, incluida la compra de energía de la IB.
Estos factores deben ser incorporados en la tarifa de transferencia (repase) de IB, pagada por los consumidores brasileros. Sin embargo, debido a la directiva del gobierno brasileño de mantener la tarifa en el nivel actual y subsidiar la diferencia, Aneel decidió extender la aplicación del valor hasta marzo 2025 y contactar al MME y/o a la Empresa Brasileña de Participación Energética Nuclear y Binacional (ENBPar) para evaluar medidas adicionales dentro de 45 días.
Ergo: Aneel esperaría, “ad referendum”, las resultas de la “(re)negocia$ion do Anexo C”, cumplidos los 50 años y por los próximos 50 años, “he’i Licen$iado”, olvidando lo que establece explícitamente, por escrito, el propio tratado para su revisión legal en tiempo y forma.
Recordemos que el “feró Sapukai” gubernamental del “oouu hhiinna US$ 1.250 millones anuales”, quizás no pase de un simple eructo, ya que según IB dicho monto a ingresar este año y los próximos (2025/6) provendrían:
- US$ 280,5 millones por royalties (ingresan a las cuentas BCP – PGN, aunque nadie controle técnicamente Debe Vs. Haber).
- US$ 650,9 millones por la aplicación de la nueva tarifa (no ingresan al BCP ni al PGN, por mayor “tramparen$ia” en los “Ga$tos $ociales ilegales”). Ejecutadas discrecional e ilegalmente a través de ONG’s y/o empresas “amiwis”.
- US$ 265,8 millones, como compensación por energía cedida (ingresan a las cuentas BCP – PGN, aunque nadie controle técnicamente Debe Vs. Haber).
- US$ 53 millones como utilidades y resarcimientos otorgadas a la ANDE, por aprobar sus balances.
Como sobre esos pagos realizados por la IB a lo largo de su operación comercial, como ya los analicé y publiqué (3), no los repetiré y dejaré al lector “sapiens” refrescar sus conocimientos.
Royalties = 650 US$/Gwh x EG/2 (Gwh) generados x FMultiplicador x FAjuste (base 1986).
No confundir Energía Generada con Energía Garantizada (75.135 GWh), que fue definido por IB a pedido del Brasil, recién para el 2003 (95% probabilidad), sin mediar notas reversales al respecto. Como según IB el 2023 pagó US$ 251.894.100 y se generaron unos 83.879 GWh, podríamos asumir que se pagó aproxidamente 6 US$/MWh producido a cada margen por royalties.
Compensación por Cesión de Energía = 300 US$/GWh x CE (GWh) cedidos x FM x FA (base 1986).
Del portal del BCP, Anexo Estadístico (cuadro 52), la IB pagó US$ 484.868.153, por ambos item’s citados y, como según la IA se cedió unos 22.130 GWh, podríamos asumir que se pagó aproximadamente 10,5 US$/MWh cedido por los “paraguaios” (26% de la producción).
Como este año la producción de IB será muy similar al del 2021 (66.369 GWh), implica que los ROYALTIES deberían ser similares, o sea, rondar los US$ 200 millones (no los US$ 280,5 prometidos, contra viento y tratado), y la Cesión, según la IA, también debería ser inferior y, por ende, rondaría los US$ 205 millones (no los US$ 265,8 millones prometidos contra viento y tratado). Ambos item’s citados son independientes del valor de la TARIFA y, tal como fue afirmado, es consecuencia y NO Causa, ergo: Lo que NO se mide, NO se controla.
Tal como sucedió en el 2021, la suma de ambos ítem’s citados rondarían los US$ 400/405 millones, pero la pregunta obligada sería porque IB 2024 pagaría más que 2023, conforme lo establecido por Tratado, la respuesta parecería simple para la IA y quizás se deba al presupuesto (“orzamento”) aprobado - Anexo I – Resolución RDE 088/2024 de fecha 09.05.24 (post New Acta Bolateral a TARIFA HALTA), disponible portal web IB Brasil.
Allí se detalla, para ejemplo basta un botón, el despilfarro “paraguaio” en gastos corrientes.
“Margen Direita: Pessoal + Providencias = US$ 265.285.000 + US$ 43.815.000 = US$ 309.100.000.- Margen Izquierda: 38,5% menor al lado paraguaio (US$ 190 millones).
Sabemos por (4) que IB tiene 2.872 empleados en total, donde 1.620 corresponden al Paraguay y 1.252 al Brasil, según la Memoria 2023 publicada. La diferencia no es tan inclusiva como dicen, si se considera que son 72 los empleados con discapacidad en el lado brasileño, mientras que en el paraguayo llegaba solo a 21 personas, que seguramente sumados a los “nepobabies” (“akané”) y planilleros sobrepasan ampliamente el 5%, considerado como un estándar.
La pregunta obligada para los binacionales indivisos (5) sería por qué una tasa supernumeraria de empleados “paraguaios” (29,4%), se correlaciona con un presupuesto abultado (+ 62,7%), pero quizás estas son algunas de las cláusulas ocultas del “New Acta Bolateral 24/26″ y que forman parte y consumen el rubro “ga$tos $ociales ilegales”. IB margen izquierda no tiene problema alguno en publicar esos convenios.
(https://www.itaipu.gov.br/institucional/convenios-0) por mayor transparencia del uso de su 50%, sean ONGs o no, en pos de la transparencia. No es justo “he’i la binacional” al inaugurar la Villa Navideña” en el parque lineal de " LESTE” por US$ 700 mil (6).
Dales pan y circo y nunca se rebelarán – Décimo Juvenal (100 dc).
La RDE cita “CESSÃO” DE ENERGIA presupuestada 2024 = US$ 283.658.250 + royalties US$ 527.211.800, totalizarían aproximadamente US$ 547.264.150 para el lado “paraguaio”, pero estimo que se recortará como mínimo un 10%, no sobrepasando los US$ 500 millones, cifra mucho mayor a los US$ 400/405 millones calculados/pagados en 2021 y que se deberán (re)ajustar en el presupuesto 2025, quizás por ello los rapáis ya preopinan un saldo negativo de la Cuenta de Explotación de unos US$ 56 millones con la ayuda de la IA, por primera vez en la última década. Ergo, los costos medios subirán y por ende los subsidios.
No tengo opinión formada sobre pagos por Utilidades de Capital + Resarcimientos que percibe la ANDE, ya que los “mi$mos”, como partes interesadas, deberían velar por sus propias cuentas, ya que aparentemente su propio “negó$io” monopólico se les está escapando de las manos al no pagar las cuentas binacionales por compra de Energía Eléctrica con “tarifa halta”, según cuentan en “off”, al igual que el “Teccande”.
Esto me hizo recordar el gran festejo binacional 2016 por el logro mundial de “produzao” (103.098 GWh), pero los “mi$mos paraguaios” pagaron el mayor costo medio histórico (32,8 US$/MWh), lo que dio lugar al tarifazo de marzo 2017 (Pliego 21). Este 2024, la historia se repite, ya que, casualmente, se dio otro gran festejo por otro “Récord Guinness de produzao” acumulada (3 mil TWh). Nada cambió a la fecha, están los “mi$mos”, y quizás el próximo TARIFAZO “HINTELIJENTE” con IA venga de Santi, emulando a su mentor HC, aunque esta vez quizás no repita la frase: “nosotros estamos nadando en dólares; el problema es: ¿qué estamos haciendo con esos dólares? Qué “UENO”.
El siguiente gráfico con los datos duros anuales muestra los resultados de los mi$mos y arroja conclusiones interesantes del manejo del mayor exportador de EE Verde & Renovable del mundo, camino a la Copaconización (+). “Estudia el pasado si quieres pronosticar el futuro”, Confucio.
Respecto a los pagos recibidos por el BCP de parte de las Binacionales.
1) Las líneas discontinuas (GWh) representan la producción de IB (superior) y EBY (inferior), mientras la línea media representa la Cesión total de ambas binacionales. Como se puede apreciar, la Cesión Paraguaya de EE (GWh) en las binacionales fue siempre mayor a la producción total de la EBY, por lo que no me tragué el cuento del Apagao la década pasada. Se evidencia que la Cesión 2024 está alcanzando valores inferiores a los del 2021 por mayor consumo del SIN ANDE, en el mismo escenario decanual conservador y previsible, que denominó “statu quo”.
2) Al 2023 el Paraguay, a través de los mi$mos, solo pudo aprovechar el 9,3% de la producción histórica de IB y el 8,1% de la producción histórica de la EBY. Según IB, en cuatro décadas de producción y alcanzar la marca de 3000 TWh, la IB aportó al Paraguay alrededor de US$ 13.077,2 millones, en el marco del cumplimiento del Anexo C del Tratado. De ese monto, aproximadamente US$ 6.714,1 millones corresponden a royalties; US$ 5.247,7 millones por cesión de energía y US$ 1.115,4 millones en concepto de pagos a la ANDE.
3) Las líneas continuas representan los pagos realizados por las binacionales y registradas por el BCP. La línea superior continua representa los pagos realizados por IB y la inferior de la EBY, donde vemos que hasta el 2001 los pagos no necesariamente eran correlativos con la producción/cesión. Luego del racionamiento brasileiro del 2001 y el cambio de las reglas de juego establecidas en el tratado (garantizada, excedentes, 9ª y 18ª, “ere erea”) se empiezan a notar cambios cuantitativos. Resumiendo, en el año 2005, luego de 19 años, se tuvo una mejora de lo que fuera establecido a partir de la NR Nº 3 del año 1986, con un aumento del 27,5% (de 4 a 5,1), mientras que en el año 2011 se tuvo un incremento del 300% (de 5,1 a 15,3) en relación al valor vigente hasta antes del 14 de mayo del 2011.
4) Se aprecia también que aparece un “delay”/demora entre pagos Vs producción, que ya se evidenciaba en el 2016 con el “Récord Guinness”, ya que los pagos se maximizan recién al 2017; quizás esto explique por qué la historia se repite y los pagos este 2024 son mayores a los del 2023 con menor producción. El anexo C del Tratado cita textualmente al respecto (Sic): III.4 El pago de los “royalties” se realizará mensualmente en la moneda disponible por la IB. Ergo: El delay debería ser mensual, pero nunca anual, salvo que la Academia y los Leguleyos binacionales me corrijan, quizás con otra acordada de la C$J.
5) Al respecto, y recordando hechos y dichos, por ejemplo, el proprio DF (Director Financiero) lado “paraguaio” Fabiano D (8) en febrero 2021, comunicado mediante, defendió las diferencias cuantitativas de millones de US$ entre lo que dice IB Vs. lo que registra BCP, en las respectivas transacciones electrónicas mensuales
También recuerdo que el actual súper ME, Carlos Fernández Valdovinos, en el 2016, como titular del BCP (9), sugería incluir los ingresos por Itaipú en sostenibilidad de la deuda, cada vez más creciente, justamente para el vencimiento de las deudas en los actuales 2023/24. Ahora, lapicera en mano, ni se acordó de los “Ga$tos $ociales” supernumerarios, para tratar de calzar el déficit fi$cal topeado por ley al 1,5% del PIB.
6) Lastimosamente, el acuerdo Lula/Lugo del 2009 fue cajoneado a partir del 2014 por los mi$mos que hoy tratan de negociar el “new” Anexo C, y quizás mantienen el secretismo amparados en el Acuerdo y Sentencia de la C$J N° 280/2011, pero hoy la paradoja del destino hace que de un lado del mostrador estén los mismos actores Lula y Celso Amorin por el Brasil, la pregunta es quién(es) están de nuestro lado, ya que confunden Estrategia con Tácticas.
Respectos a los pagos realizados por la ANDE por compra de EE a las Binacionales.
7) La línea continua roja representa los montos pagados por la ANDE a las binacionales por compra de EE, y cuasi paralelo hay otra línea que representa la Deuda (angelical) ANDE por diferencia tarifaria con la EBY, debido a la aplicación unilateral de facto de la NR92, que la ANDE registra en sus memorias y muestran que la ANDE está muy cerca de igualar las acreencias paraguayas ante la EBY por territorio inundado, jamás medido e incobrable.
8) La contratación de Potencia 2024 por parte de la ANDE en IB de 2.369 MWm x 19,28 KW/mes resultan = 548,1 millones de dólares; sin embargo, los mayores costos medios resultantes de la menor producción (similar 2021), aunque de similar cuantía (GWh 2023), implicaría que los montos finales podrían incrementarse y alcanzar fácilmente los US$ 600 millones.
Cabe aclarar que el Costo medio de IB para la ANDE en el 2023 fue 24% menor al del 2021 y este 2024 podría subir no menos del 20%. El 31/32% de la producción IB retirada podría abastecer al 78/79% del SIN PY ANDE.
9) A la cifra citada precedentemente hay que sumarle los costos de la adquisición de EE de la EBY, que se han incrementado en cantidad un 265% este año y por ello este 2024 superarían los US$ 110 millones, esto sin incluir la deuda existente por diferencia tarifaria por aplicación unilateral de la NR 92, que según la Memoria ANDE 2023 superaba los US$ 613 millones y que este 2024 alcanzaría los US$ 725 millones. El 32/33% de la producción de la EBY retirada podría abastecer al 19/20% del SIN PY ANDE.
10) Como se puede observar este 2024, la compra de EE por parte de la ANDE a las binacionales superaría fácilmente los US$ 700 millones, motivo real que explicaría por qué los Ingresos Operativos son menores a los Egresos Operativos, dando resultados operativos negativos sistemáticos. No me detendré en ello, ya que lo hice detalladamente no hace mucho tiempo (7). Es pitagórico, “he’i trato apuá”.
11) Lo positivo es que luego de 12 años, el Consumo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se haya duplicado, y mayor consumo implica siempre mayor crecimiento, aunque los “mi$mos# mantengan los magros indicadores operativos de Gestión (Pérdidas Totales (27%), Factor de Carga (55%), entre otros).
Conclusión
Mientras los paraguayos esperamos sentados de IB los US$ 1.250 millones por tres años años prometidos, en tiempo y forma (Oouu Hhiinnaa), se observa que la compra de EE a mayores costos medios por parte de la ANDE (más deudas) en dólares hoy sobrepasan económica-financieramente a los beneficios recibidos vía BCP de las Binacionales, no siempre en tiempo y forma, así como tampoco auditadas.
Ergo, El modelo maletinero “renti$ta expiró, pero los mi$mos insisten en a$pirar las migas, como ayuda de gremio”.
La pregunta obligada es: ¿qué hacemos los paraguayos de bien si aún nos falta ejercer la soberanía en las binacionales, consumiendo nuestro 50% de la producción energética al menor precio posible, para darle el mayor valor agregado local?
Es hora de separar la paja del trigo, no de seguir siendo silvícolas/cazadores/recolectores (“homo erectus paraguayensis”), tampoco el “Desarrolli$mo bancario de los Chicago Boy’s”.
Quizás por ello, los “mi$mos”, visualizando un futuro cercano y desmonopolizado sin ellos, deslindan toda responsabilidad emergente al “New” Equipo Económico, tanto de fijar una tarifa política, de la desmonopolización, de la “Ge$tión Energética Binacional (by licen$iados)”, de la aplicación unilateral del “New Acta Bolateral 24/26″ a tarifa “halta” (mayor contrato = mayor costo medio con menor producción = menores beneficios) y de los resultados de la “revi$ion” del “Ane$o C” - “$tatu quo in limine apagao” (“power crunch”).
“Cualquier necio puede saber, lo importante es entender”. “Lo que natura no da, Salamanca no presta”, ni con IA. La Soberanía no se pide, se ejerce. “No le tengo miedo a los de afuera que nos quieren comprar, sino a los de adentro que nos quieren vender”, Arturo Illia
Brasil
Según Aneel, Brasil necesitará más dinero para mantener los aranceles en el nivel actual, tal como se define en el acuerdo entre los dos países.
Negativo
Se espera que la cuenta de comercialización de Itaipú cierre este año con saldo negativo, en el valor de R$ 332,6 millones (US$ 56 M) aproximadamente.
¿Tarifazo?
Nada cambió a la fecha, están los “mi$mos”, y quizás el próximo TARIFAZO “HINTELIJENTE” con IA venga de Santi, emulando a su mentor HC.
2023
Al 2023 el Paraguay, a través de los mi$mos, solo pudo aprovechar el 9,3% de la producción histórica de IB y el 8,1% de la producción histórica de la EBY.
¡Es hora!
Es hora de separar la paja del trigo, no de seguir siendo silvícolas, cazadores, recolectores, tampoco el “Desarrolli$mo bancario de los Chicago Boy’s”.
Cuento
La cesión paraguaya de EE (GWh) en las binacionales fue siempre mayor a la producción total de la EBY, por eso no me trague el cuento del Apagao ...
Descalce
La compra de EE a mayores costos medios (más deudas en US$) hoy sobrepasan económica- financieramente a los beneficios recibidos vía BCP de las Binacionales.
Ing. Axel Cid Benítez Ayala (3l 1nD1v15o)
axelbenitezayala@gmail.com – Dic 24 - Homenaje a los héroes de Yrendague, que ofrecieron su vida para darnos una patria que no tenga hijos desgraciados, ni amos insaciados que usurpan sus bienes
https://independent.academia.edu/AxelCidBenitezAyala
(*) Ingeniero electricista y electrónico por la UNC, Argentina (1984). MADE (2000) UA, Paraguay & Magíster en Economía de la Energía (2010). Gesel – UFRJ- República Federativa del Brasil .