ITAIPU DATOS TECNICOS

PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)

ANEXO 6.

ITAIPÚ BINACIONAL

Í NDICE

1. INTRODUCC INTRODUCCIÓN IÓN ...................... .................................. ........................ ....................... ....................... ........................ ...................... .......... 3 2. HISTORIA HISTORIA ...................... .................................. ....................... ....................... ........................ ....................... ....................... ...................... .......... 4 3. CARA CARACTERÍ CTERÍSTICA STICAS S TÉCNICAS.................... TÉCNICAS............................... ....................... ........................ ....................... ........... 5 4. SISTEMA SISTEMA DE TRANSMISIÓN TRANSMISIÓN ....................... .................................. ....................... ....................... ....................... ............ 12 4.1. ENERGÍA GENERADA EN LA CENTRAL ...................................................................... 12 4.2. SUBESTACIÓN DE LA MARGEN DERECHA DERECHA ................................................................ 13 4.3. SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN PARAGUAY PARAGUAY .............................................................. 14

5. PRODUCCIÓN.............. PRODUCCIÓN.......................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ..................... .......... 15 5.1. PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN HISTÓRICA............................................................................................ 15 5.2. PRODUCCIÓN ESPERADA PARA EL FUTURO ........................................................... 18

6. TRATADO................ TRATADO........................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ....................... ............... .... 19 6.1. OBJETO................................................................................. OBJETO ........................................................................................................................... .......................................... 19 6.2. COMPONENTES DEL DEL TRATADO................................................................................... TRATADO................................................................................... 19 6.3. CONSTITUCIÓN DE LA ENTIDAD BINACIONAL ITAIPÚ¡ERROR! ITAIPÚ ¡ERROR! DEFINIDO.

MARCADOR

NO

6.4. COMERCIALIZACIÓN COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA ENERGÍA ........................................................................ 20

7. ASPE ASPECTOS CTOS ECONÓMICOECONÓMICO-FINAN FINANCIEROS CIEROS ...................... .................................. ....................... .............. ... 25 7.1. FACTURACIÓN ........................................................................................... ............................................................................................................... .................... 25 7.2. PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA.............................................. SUMINISTRADA.............................................. 26 7.3. COSTO DEL SERVICIO SERVICIO DE ELECTRICIDAD ................................................................ 27 7.4. REMUNERACIÓN, REMUNERACIÓN, RESARCIMIENTO RESARCIMIENTO Y COMPENSACIÓN ......................................... 28 7.5. PRÉSTAMOS Y FINANCIAMIENTOS............................................................................. 28 7.6. BALANCES BALANCES GENERALES............................................................................................... 31

Anexo 6. Itaipú Binacional

1


7.7. CUENTA DE RESULTADOS RESULTADOS........................................................................................... ........................................................................................... 32 7.8. CUENTA DE EXPLOTACIÓN.......................................................................................... 34


2


7.7. CUENTA DE RESULTADOS RESULTADOS........................................................................................... ........................................................................................... 32 7.8. CUENTA DE EXPLOTACIÓN.......................................................................................... 34


2


1. INTRODUCCIÓN

La central hidroeléctrica de Itaipú constituye uno de los pilares básicos donde se fundamenta el sector energético de la República del Paraguay debido a su gran potencial de generación eléctrica. Es por ello por los que dentro de los estudios que conducen a la elaboración del Plan Estratégico del Sector Energía de la República del Paraguay para el periodo 2004 – 2013 se incluye el presente documento que tiene como finalidad profundizar en su estudio.


3


2. HISTORIA

El 26 de Abril de 1973, la República del Paraguay y la República Federativa del Brasil firmaron el Tratado de Itaipú “para el aprovechamiento hidroeléctrico de los recursos hidráulicos del río Paraná, pertenecientes en condominio a los dos países, desde e inclusive el Salto del Guaira o Salto Grande de Sete Quedas hasta la boca del Río Iguazú”. El Tratado fue sancionado con Ley Nº 389 del 11 de Julio de 1973 del Congreso Nacional Paraguayo, promulgado con fecha 13 de Julio de 1973, y 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. Para la realización del aprovechamiento hidroeléctrico objeto del Tratado se constituyó la entidad binacional denominada Itaipú con fecha 17 de Mayo de 1974. La Itaipú se rige por las normas establecidas en el Tratado y en sus Anexos, por los protocolos adicionales y otros actos consecuentes del Tratado y por su Reglamento Interno. El inicio efectivo de las obras ocurrió en Enero del año 1975. Cabe destacar el Acuerdo Tripartito entre Paraguay, Brasil y Argentina, de 19 de Octubre de 1979, “para el aprovechamiento de los recursos hídricos en el trecho del río Paraná desde el Salto del Guairá o Sete Quedas hasta la desembocadura del río de la Plata”, que establece los niveles del río y las variaciones permitidas para las centrales en la cuenca común de los tres países. El 5 de Mayo de 1984 entró en operación el primer grupo de Itaipú. El resto, hasta completar los 18 que actualmente operan fueron incorporándose al ritmo de dos o tres por año finalizando con el último 4 de Abril de 1991. El 13 de Noviembre del año 2000 se firmó la contratación de las dos últimas unidades para completar las 20 de la que constaba el acuerdo original. Estaba previsto que la una de ellas entrara en operación a finales de 2003 y la otra en el primer semestre del 2004 aunque los retrasos habidos en las obras han pospuesto estas fechas.


4


3. CARACTERÍ STICAS TÉCNICAS

La central hidroeléctrica de Itaipú se encuentra localizada en el río Paraná, en la frontera entre Paraguay y Brasil, 14 km aguas arriba del Puente Internacional que une Ciudad del Este y Foz de Iguazú.

Sus datos más relevantes son los siguientes:

RÍO Rio

Paraná

Extensión

4.300 km2

Área total de la cuenca

3.000.000 km2

Área del drenaje

820.000 km2

Caudal (medido en Guairá) Promedio 1921/1990

9.070 m3 /s

Promedio 1983/2002

11.892 m3 /s

Promedio máximo diario

32.990 m3 /s


5


Promedio mínimo diario

2.900 m3 /s

Caudal máximo probable afluente al embalse 72.000 m3 /s

EMBALSE Regulación inferior a mensual (sin acumulación) Longitud con nivel máximo normal

170 km

Superficie con nivel máximo normal

1.350 km2

En Paraguay

580 km2

En Brasil

770 km2

Superficie con nivel máximo de llenado

1.460 km2

Capacidad de almacenamiento bruto

29.000 hm3

Capacidad de almacenamiento útil

19.000 hm3

Nivel máximo normal

220 m

Nivel máximo de llenado

223 m

Nivel mínimo excepcional

197 m

Nivel de restitución normal

100 m

Nivel de restitución máximo

138 m

Nivel de restitución mínimo

85 m

Salto bruto Normal

120 m

Máximo

128 m

Mínimo

85 m

Normal

118,4 m

Máximo

126,7 m

Mínimo

83,7 m

Salto neto


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OBRA CIVIL Desvío del río Paraná Longitud

2.000 m

Ancho en el fondo

150 m

Profundidad máxima

90 m

Capacidad de descarga

35.000 m3 /s

Excavación en roca y tierra

22.500.000 m3

Ataguías Altura máxima

90 m

Volumen de material

11.300.000 m3

Obras de Toma Número Tubería forzada

20 diámetro interno

Longitud total

10,50 m 142,20 m

Presa principal Tipo

Gravedad alivianada y contrafuertes

Longitud de coronamiento

1.064 m

Cota de coronamiento

225 m.s.n.m.

Cota mínima de fundación

29 m.s.n.m.

Altura máxima

196 m

Excavación en tierra y roca

2.800.000 m3

Volumen de hormigón

5.200.000 m3

Estructura del desvío Tipo Anexo 6. Itaipú Binacional

Gravedad maciza 7



170 m


225 m.s.n.m.

Altura máxima

162 m

Capacidad máxima de descarga

35.000 m3 /s


2.100.000 m3

Presa lateral derecha Tipo

Cabeza maciza y contrafuertes


986 m


225 m.s.n.m.

Altura máxima

64,5 m


1.610.000 m3


800.000 m3

Presa de enrocado Longitud de coronamiento

1.984 m


225 m.s.n.m.

Altura máxima

70 m

Excavación de tierra

5.100.000 m3

Volumen

15.000.000 m3

Presa de Tierra Margen Derecha Longitud de coronamiento

872 m


225 m.s.n.m.

Altura máxima

25 m

Volumen

400.000 m3


8


Presa de Tierra Margen Izquierda Longitud de coronamiento

2.294 m


225 m.s.n.m.

Altura máxima

30 m

Volumen

2.800.000 m3

Vertedero Altura máxima

40 m

Capacidad máxima de descarga

62.200 m3 /s

Compuertas de sector

14 unidades de 20 m x 21,34 m

Ancho total

390 m

Longitud total (corredera + cresta)

483 m


13.000.000 m3


8.000.000 m3

EDIFICIO DE LA CENTRAL Número de grupos

18 (20 en 2005)

En el lecho del río

15 (16 en 2005)

En el canal de desvío

3 (4 en 2005)

Longitud

968 m

Ancho

99 m

Altura máxima

112 m

Distancia entre ejes de unidades

34 m


5.000.000 m3


3.300.000 m3


9


EQUIPOS Turbinas Tipo Francis Caudal nominal

645 m3 /s

Salto nominal

118,4 m

Potencia nominal

715 MW

Velocidad

9 (10) unidades de 50 Hz 90,9 rpm 9 (10) unidades de 50 Hz 92,3 rpm


10


Alternadores Tipo

Paraguas modificado (DIN W 42)

Potencia nominal (50/60 Hz)

823,6/737,0 MVA

Factor de potencia (50/60 Hz)

0,85/0,95

Potencia activa nominal

700 MW

Tensión

18 ± 5% kV

Transformadores de potencia Banco de 3 transformadores monofásicos por cada grupo Potencia (50/60 Hz)

825/768 MVA

Tensión (50/60 Hz)

18 – 525 ± 2 x 2,5% / √3 kV

Conexión

Triángulo – Estrella con neutro puesto a tierra

Refrigeración

OF-WF


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4. SISTEMA DE TRANSMISIÓN

4.1. ENERGÍA GENERADA EN LA CENTRAL

Mediante el empleo de subestaciones aisladas en gas SF6 y ubicadas en el propio edificio de la central se exporta la energía generada en cada grupo, una vez elevada a través de cada uno de los bancos de transformadores.

En total salen 8 líneas de transmisión en 500 kV: •

4 líneas de unos 8 km de longitud transportando la energía generada por las Subestación de la margen izquierda (Foz de Iguazú), propiedad de FURNAS.

•

4 líneas transportando la energía generada por las unidades de 50 Hz a la Subestación de la Margen Derecha, situada en territorio paraguayo a unos 2 km.


12


Sin embargo, de estas 4 líneas de 50 Hz, solamente dos están conectadas a la barra de 500 kV mientras que las otras dos se llevan directamente hacia la Estación Conversora de FURNAS, situada en territorio brasileño y que permite adaptar la tensión de 50 Hz a 60 Hz. Estas dos líneas tienen una longitud total de 11 km. Además, otros dos circuitos de unos 9 km salen de la barra de 500 kV hacia la Estación Conversora de FURNAS.

De esta forma, la fracción no consumida de la energía generada correspondiente a Paraguay es cedida a Brasil.

4.2. SUBESTACIÓN DE LA MARGEN DERECHA

La Subestación de la Margen Derecha. ubicada a unos 2,5 km del edificio de la central constituye el centro de distribución de la energía generada a 50 Hz en Itaipú entregando la energía al Sistema Eléctrico Paraguayo (SIN) y a la Anexo 6. Itaipú Binacional

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estación Conversora de FURNAS. Fue proyectada considerando los perfiles de largo plazo del crecimiento del sistema eléctrico paraguayo. Está constituida por patios de 500, 220 y 66 kV. Los patios de 500 y 220 kV están conectados mediante autotransformadores de 500/220 kV y 375 MVA. El patio de 66 kV, que distribuye energía para los servicios auxiliares, está alimentado por transformadores de 220/66 kV y 25 MVA.

4.3. SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN PARAGUAY

La energía de Itaipú generada por las unidades de 50 Hz y consumida por el Paraguay, se inyecta al sistema de transmisión paraguayo a través de la Subestación de la Margen Derecha. En la actualidad, de esta subestación salen cuatro líneas de 220 kV, dos para la subestación ubicada en la Central Hidroeléctrica de Acaray y dos para Carayao, siendo una de ellas derivada a Itaquyry.


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5. PRODUCCIÓN

5.1. PRODUCCIÓN HISTÓRICA

Desde la puesta en operación del primer grupo año tras año se ha ido elevando la producción anual de energía como se muestra en la tabla siguiente:

Cuadro 1.- Producción anual y unidades instaladas 1984-2003 Año 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

anual Nº unidades Producción de energía instaladas (GWh) 0-2 277 2-3 6.327 3-6 21.853 6-9 35.807 9-12 38.508 12-15 47.230 15-16 53.090 16-18 57.518 18 52.268 18 59.997 18 69.394 18 77.212 18 81.654 18 89.237 18 87.846 18 90.002 18 93.428 18 79.307 18 82.914 18 89.151

FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.

La distribución mensual durante el año 2001 y 2002 fue la siguiente:


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Gráfico 1.- Producción mensual 2001-2002 8.000 7.000 6.000 5.000 h W 4.000 G 3.000 2.000 1.000 0

ENE FEB MAR ABR MAY JUN

JUL AGO SEP OCT NOV

DIC

2001 7.550 6.931 7.615 7.473 7.327 6.095 6.098 5.398 5.658 6.257 6.285 6.620 2002 7.119 5.701 7.301 7.570 7.432 6.760 6.398 6.797 6.708 7.065 6.931 7.132

FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.

El suministro mensual de energía en el 2002 para cada una de las compañías se indica a continuación. De los 82.643 GWh, 5.747 GWh fueron suministrados a Paraguay (7%) y 76.896 GWh a Brasil (93%).


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Cuadro 2.- Suministro de energía para las distintas compañías en 2002 (GWh) PARAGUAY ANDE ENE 528 FEB 466 539 MAR 464 ABR 429 MAY 435 JUN JUL 466 483 AGO 457 SEP OCT 494 477 NOV 509 DIC TOTAL 5.747

BRASIL SUBTOTAL TOTAL FURNAS ELETROSUL ELETROBRÁS 7.102 4.800 1.144 630 6.574 5.692 4.175 995 56 5.226 7.286 4.792 1.142 813 6.747 7.552 4.653 1.109 1.326 7.088 7.419 4.862 1.159 969 6.990 6.746 4.686 1.117 508 6.311 6.383 4.776 1.138 3 5.917 6.786 4.824 1.150 329 6.303 6.689 4.658 1.111 463 6.232 7.024 4.806 1.145 579 6.530 6.880 4.657 1.110 636 6.403 7.084 4.791 1.142 642 6.575 82.643 56.480 13.462 6.954 76.896


Gráfico 2.- Suministro de energía para las distintas compañías en 2002 (GWh)

8,4%

7,0%

16,3% ANDE FURNAS ELETROSUL ELETROBRÁS

68,3%

La participación en los mercados paraguayo y brasileño en los últimos años denota la importancia de la Itaipú en ambos países.


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Gráfico 3.- Participación de Itaipú en los mercados paraguayo y brasileño Mercado Brasileño

Mercado Paraguayo ) 700 W600 M ( ú 500 p i a 400 t I o r 300 t s i n 200 i m100 u S

0

100% 80% 60% 40% 20% 1998

1999

2000

2001

2002

482 81%

583 91%

629 95%

635 93%

656 93%

0%

o d a c r e m n ó i c a p i c i t r a P

) 12.000 W 10.000 M ( ú p i 8.000 a t I 6.000 o r t s 4.000 i n i m 2.000 u S

0

100% 80% 60% 40% 20% 1998

1999

2000

2001

2002

9.480 25%

9.624 25%

9.902 24%

8.316 22%

8.778 22%

0%

o d a c r e m n ó i c a p i c i t r a P


5.2. PRODUCCIÓN ESPERADA PARA EL FUTURO

Con las dos nuevas unidades que actualmente se están instalando, la capacidad en la Itaipú pasará de 12.600 a 14.000 MW. Con las 18 unidades que posee, la Itaipú consigue garantizar la operación simultánea de 16 unidades operando en muchas ocasiones con 17. Solamente en condiciones muy especiales las 18 unidades producen simultáneamente. Con las dos nuevas unidades se prevé poder operar con 18 unidades en operación simultánea. De esta forma se puede esperar que Itaipú esté en condiciones de aumentar la producción anual media a 95.000 GWh a partir del año 2005


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6. TRATADO

6.1. OBJETO

El 26 de Abril de 1973, la República del Paraguay y la República Federativa del Brasil firmaron el Tratado de Itaipú “para el aprovechamiento hidroeléctrico de los recursos hidráulicos del río Paraná, pertenecientes en condominio a los dos países, desde e inclusive el Salto del Guaira o Salto Grande de Sete Quedas hasta la boca del Río Iguazú”. El Tratado fue sancionado con Ley Nº 389 del 11 de Julio de 1973 del Congreso Nacional Paraguayo, promulgado con fecha 13 de Julio de 1973, y 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.

6.2. COMPONENTES DEL TRATADO

El Tratado, compuesto por 25 artículos incluye tres anexos: −

Anexo A: Estatuto de la Entidad Binacional denominada Itaipú.

−

Anexo B: Descripción general de las instalaciones destinadas a la producción de energía eléctrica y obras auxiliares.

−

Anexo C: Bases financieras y de prestación de los servicios de electricidad de la Itaipú.

Existen además Notas Reversales que revisan posteriormente el Tratado. El mecanismo de emisión de Notas Reversales es un instrumento diplomático mediante el cual pueden adecuarse determinadas materias del Tratado de Itaipú, y toma la forma de comunicaciones de idéntico contenido cursadas entre ambos Gobiernos, sujetas a los regímenes de aprobaciones previstos en ambos países para esta clase de convenios internacionales.


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6.3. CONSTITUCIÓN DE LA ENTIDAD BINACIONAL ITAIPÚ

Para la realización del aprovechamiento hidroeléctrico objeto del Tratado se constituyó la entidad binacional denominada Itaipú con fecha 17 de Mayo de 1974. En el Anexo A se presentan su Estatuto. La Itaipú está constituida por la ANDE y la ELETROBRÁS con igual participación en el capital. Inicialmente el capital de la Itaipú se estableció en 100.000.000 US$. A partir de enero de 2001 ha sido actualizado según la Nota Reversal nº 20, del 13 de noviembre a la cantidad de 350.000.000 US$. La Itaipú se rige por las normas establecidas en el Tratado y en sus Anexos, por los protocolos adicionales y otros actos consecuentes del Tratado y por su Reglamento Interno.

6.4. COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA

Los aspectos básicos de la comercialización de los servicios de electricidad de la Itaipú están definidos en el Tratado y en su Anexo C. El Tratado establece que la energía producida por el aprovechamiento hidroeléctrico será dividida en partes iguales entre el Paraguay y Brasil, siendo reconocido a cada país el derecho de adquisición de la energía que no sea utilizada por el otro para su propio consumo. Los gobiernos paraguayos y brasileño se comprometen a adquirir, conjunta o separadamente, en la forma que acordaren, la totalidad de la potencia instalada. El tratado establece que la adquisición de los servicios de electricidad de la Itaipú será realizada por la ANDE y por ELETROBRÁS, las cuales también podrán hacerlo por intermedio de las empresas o entidades paraguayas o brasileñas que indiquen. Del lado brasileño, la ley Nº 5.889 del 5 de julio de 1973 establece que las subsidiarias de ELETROBRÁS autorizadas a adquirir los servicios de electricidad que corresponden al Brasil son FURNAS y Electrosul. El Anexo C contiene las bases financieras y las de prestación de los servicios de electricidad de la Itaipú. En cuanto a las condiciones de suministro: −

La división en partes iguales de la energía será efectuada por medio de la división de la potencia instalada en la central eléctrica.


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−

Cada entidad, en el ejercicio de su derecho a la utilización de la potencia instalada, contratará con la Itaipú, por períodos de veinte años, fracciones de la potencia instalada en la central eléctrica, en función de un cronograma de utilización que abarcará ese lapso e indicará, para cada año, la potencia a ser utilizada.

−

Cada una de las entidades entregará a la Itaipú el cronograma mencionado más arriba, dos años antes de la fecha prevista para la entrada en operación comercial de la primera unidad generadora de la central eléctrica y dos años antes del término del primero y de los subsiguientes contratos de veinte años.

−

Cada entidad tiene el derecho de utilizar la energía que puede ser producida por la potencia por ella contratada hasta el límite que será establecido, para cada lapso de operación, por la Itaipú. Queda entendido que cada entidad podrá utilizar dicha potencia por ella contratada, durante el tiempo que le conviniere, dentro de cada lapso de operación, desde que la energía por ella utilizada, en todo ese lapso, no exceda el límite arriba mencionado.

−

Cuando una entidad decida no utilizar parte de la potencia contratada o parte de la energía correspondiente a la misma, dentro del límite fijado, podrá autorizar a la Itaipú a ceder a las otras entidades la parte que así se vuelve disponible, tanto de potencia como de energía, en el lapso de operación. La facturación a las entidades, en esta circunstancia, será hecha en función de la potencia efectivamente utilizada por cada una. En el siguiente cuadro se muestra las cantidades mensuales de potencia contratada y de demanda de potencia facturada a las entidades compradoras.


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Cuadro 3.- Potencia contratada y demanda de potencia facturada por empresa - 2002 (MW) MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre TOTAL PROMEDIO

ANDE 743 758 761 728 614 655 681 694 716 731 718 761 8.560 713

FURNAS 8.111 8.099 8.096 8.123 8.215 8.182 8.161 8.150 8.133 8.120 8.131 8.096 97.617 8.135

ELECTROSUL 1.933 1.930 1.930 1.936 1.958 1.950 1.945 1.943 1.938 1.936 1.938 1.930 23.267 1.939

TOTAL 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 10.787 129.444 10.787


Gráfico 4.- Potencia contratada y demanda de potencia facturada por empresa - 2002 (MW) 6,6% 18,0%

ANDE FURNAS 75,4%

−

ELECTROSUL

La energía producida por la ITAIPÚ será entregada a las entidades en el sistema de barras de la central eléctrica, en las condiciones establecidas en los contratos de compraventa.


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En cuanto al costo del servicio de electricidad, se establecen los siguientes componentes: −

El monto necesario para el pago, a las partes que constituyen la ITAIPÚ, (ANDE y ELETROBRÁS) de utilidades del doce por ciento anual sobre su participación en el capital integrado.

−

El monto necesario para el pago de las cargas financieras de los préstamos recibidos.

−

El monto necesario para el pago de la amortización de los préstamos recibidos.

−

El monto necesario para el pago de los "royalties" a las Altas Partes Contratantes (gobiernos de Paraguay y Brasil), calculado en el equivalente de 650 US$ por GWh generado y medido en la central eléctrica, no pudiendo ser inferior anualmente a 18 millones US$, a razón de la mitad para cada Alta Parte Contratante.

−

El monto necesario al pago, a la ANDE y a la ELETROBRÁS, en partes iguales, a título de resarcimiento de las cargas de administración y supervisión relacionadas con la Itaipú, calculadas en el equivalente 50 US$ por GWh generado y medido en la central eléctrica.

−

El monto necesario para cubrir los gastos de explotación.

−

El monto del saldo, positivo o negativo, de la cuenta de explotación del ejercicio anterior.

−

El monto necesario para la compensación a una de las Altas Partes Contratantes por la energía cedida a la otra, equivalente a US$ 300 por GWh.

El Anexo C también establece que el ingreso anual, derivado de los contratos de prestación de los servicios de electricidad deberá ser igual, cada año, al costo del servicio calculado según lo expuesto. Dicho costo se distribuye en forma proporcional a las potencias contratadas por las entidades abastecidas. Las Nota Reversal nº 3 del 28/01/01986 establece que el monto correspondiente a la compensación será incluido exclusivamente en la tarifa a ser pagada por la parte que consuma la energía cedida. Además, los valores referentes a “royalties”, compensación por energía cedida y resarcimiento de las cargas de administración y supervisión, que son calculados en US$/GWh generado y medido en la central, y cuyo pago se efectúa mensualmente, conforme a fórmula y factores establecidos en la misma Nota Reversal y que se indican a continuación.


23


Cuadro 4.- Factores de ajuste calculados según la Nota Reversal nº3 Año 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Factor original Factor de ajuste Factor ajustado 3,50 3,50 3,58 1,03161 3,69316 3,66 1,07050 3,91803 3,74 1,12344 4,20167 3,82 1,17452 4,48667 3,90 1,20367 4,69431 4,00 1,22699 4,90796 4,00 1,25442 5,01768 4,00 1,27941 5,11764 4,00 1,32219 5,28876 4,00 1,35174 5,40696 4,00 1,37073 5,48292 4,00 1,36668 5,46672 4,00 1,39071 5,56284 4,00 1,45275 5,81100 4,00 1,48488 5,93952 4,00 1,48082 5,92328



24


7. ASPECTOS ECONÓMICO-FINANCIEROS

7.1. FACTURACIÓN

Los ingresos en 2002 por las facturas considerados bajo el régimen económico provenientes de los contratos de prestación de los servicios de electricidad firmados con la ANDE, FURNAS, ELECTROSUL y ELETROBRÁS fueron de US$ 2.529,6 millones. De ellos, US$ 2.437,4 millones correspondieron a la potencia contratada. El resto, US$ 62,7 millones en concepto de compensación por cesión de energía y US$ 29,5 millones corresponden a royalties y resarcimiento de las cargas de administración y supervisión relativos a la energía adicional a la garantizada. La facturación de la Itaipú bajo el concepto de prestación de los servicios de electricidad que incluye la facturación de la potencia contratada, la compensación por cesión de energía, los royalties y el resarcimiento de las cargas de administración y supervisión relativos a la energía adicional a la garantizada alcanzaron el valor facturado de US$ 32.956,1 millones desde 1985 hasta 2002. El valor cobrado alcanzó un valor de US$ 32.294,3 millones. En la siguiente tabla se señalan ambos valores así como los detallados por empresa, incluyendo las cargas moratorias facturadas y sus provisiones.

Cuadro 5.- Facturación Itaipú 1985-2002 EMPRESA

FACTURADO US$ Millones

COBRADO US$ Millones

1985/2001 2002 TOTAL 1985/2001 2002 23.752,0 1.889,3 25.641,3 23.307,3 1.954,4 FURNAS 5.511,9 449,9 5.961,8 5.402,6 468,8 ELECTROSUL 32,6 32,6 16,2 ELETROBRÁS 1.139,8 180,6 1.320,4 985,5 159,5 ANDE 30.403,7 2.552,4 32.956,1 29.695,4 2.598,9 TOTAL

TOTAL 25.261,7 5.871,4 16,2 1.145,0 32.294,3

SALDO US$ Millones 2002 379,6 90,4 16,4 175,4 661,8


El saldo a cobrar, de US$ 661,8 millones se debe principalmente al plazo de vencimiento de 50, 60 y 70 días, contados a partir de la fecha de presentación de las facturas, lo cual hace que las últimas facturas correspondientes al 2002 sólo deban ser pagadas a inicios del año 2003. Asimismo existe un monto de US$ 130,2 millones adeudado por la ANDE, Anexo 6. Itaipú Binacional

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referente a facturas vencidas de enero de 1999 a febrero de 2002, el cual fue renegociado para su pago en 240 cuotas mensuales, a partir del mes de julio de 2002.

7.2. PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA

El precio promedio de la energía suministrada por Itaipú a las entidades compradoras paraguaya y brasileñas fue de 29,85 US$/MWh, considerando que la energía suministrada fue 82.643,4 GWh y la facturación de US$ 2.466,9 millones, incluyendo la facturación relativa a los royalties y al resarcimiento de cargas de administración y supervisión relativos a la energía adicional a la garantizada. El precio medio de la energía suministrada a la ANDE fue 28,41 US$/MWh. El precio medio de la energía suministrada a las compañías brasileñas resultó de 29,96 MWh/US$, sin considerar el costo de la compensación por cesión de energía. Aunque la tarifa aplicada por potencia mensual contratada sea la misma, la diferencia en el precio se debe al grado de utilización de la energía en cada país. En el siguiente gráfico se muestra la evolución en el periodo 1998-2002.

Gráfico 5.- Precio medio de energía suministrada por Itaipú 35 30 25 h W 20 M / $ 15 S U 10

5 0

1998

1999

2000

2001

2002

PARAGUAY

29,05

25,06

22,64

27,22

28,41

BRASIL

25,86

25,51

24,75

31,38

29,96

FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional. Anexo 6. Itaipú Binacional

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7.3. COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

El costo del servicio de electricidad, atendiendo al Anexo C del Tratado, presentó la siguiente composición para el año 2001 y 2002:

Cuadro 6.- Costo del servicio de electricidad (US$ Millones) Componente Utilidades de capital Cargas financieras de los préstamos recibidos Amortización de los préstamos recibidos Royalties Cargas de administración y supervisión Gastos de explotación SUBTOTAL Compensación por cesión de energía TOTAL

2001 34,1 811,8 860,7 370,7 23,5 219,8 2.320,6 60,7 2.381,3

2002 35,0 1.231,4 401,5 510,1 24,4 215,9 2.418,3 62,7 2.481,0


Gráfico 6.- Costo del servicio de electricidad (US$ Millones) 8,7% 1,0%

2,5% 1,4%

Utilidades de capital 49,6%

Cargas financieras de los préstamos recibidos Amortización de los préstamos recibidos

20,6%

Royalties Cargas de administración y supervisión Gastos de explotación

16,2%

Compensación por cesión de energía

El resultado total comparado con el ingreso de US$ 2.529,6 millones ofrece un resultado del año de la cuenta de explotación de US$ 48,6 millones (positivo). Anexo 6. Itaipú Binacional

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7.4. REMUNERACIÓN, RESARCIMIENTO Y COMPENSACIÓN

Los pagos efectuados a Paraguay y Brasil alcanzaron la cifra de US$ 674,1 millones, de los cuales US$ 268,6 millones corresponde a Paraguay, considerando el valor relativo a la compensación por cesión de energía y US$ 405,5 millones que corresponden al Brasil, incluyendo valores vencidos del año anterior. En el siguiente cuadro se desglosan estos pagos.

Cuadro 7.- Pagos de remuneración y resarcimiento (US$ millones) ACREEDORES ESTADO PARAGUAYO Royalties Compensación por Cesión de Energía ANDE Utilidades de Capital Cargas de Administración y Supervisión SUBTOTAL PARAGUAY ESTADO BRASILEÑO Royalties ELETROBRÁS Utilidades de Capital Cargas de Administración y Supervisión SUBTOTAL BRASIL TOTAL

1986-2001

2002

TOTAL

1.801,6 737,0

177,2 62,0

1.978,8 799,0

106,0 144,0 2.788,6

17,4 12,0 268,6

123,4 156,0 3.057,2

1.874,1

375,9

2 .250,0

115,5 157,5 2.147,1 4.935,7

17,3 12,3 405,5 674,1

132,8 169,8 2.552,6 5.609,8


7.5. PRÉSTAMOS Y FINANCIAMIENTOS

Inicialmente, el esquema financiero a ser aplicado para hacer frente a las necesidades de recursos destinados a la realización del aprovechamiento hidroeléctrica se basó en tres fuentes: −

El capital.

−

Préstamos brasileños.

−

Préstamos externos.

El costo de la obra de Itaipú ascendió a la cantidad de aproximadamente US$ 20.000 millones. En cuanto a las dos nuevas unidades (9A y 18A), se ha previsto la necesidad de US$ 190 millones, los cuales están asegurados a través de un contrato de financiamiento con ELETROBRÁS. Anexo 6. Itaipú Binacional

28


La deuda de Itaipú, a 31/12/2001 correspondiente a préstamos y financiamientos contraídos, sin considerar los valores referentes a royalties renegociados, ascendía a US$ 18.981,3 millones. Durante el 2002 se pagaron los compromisos que vencían en el año por un total de 1.632,9 millones, correspondiendo US$ 401,5 millones a la amortización de la deuda y US$ 1.231,4 millones a las cargas financieras. A fecha 31/12/2002 existe un saldo deudor de US$ 18.460,4 millones, que será amortizado íntegramente en febrero de 2023. Se señala que en 2002 fue reducido en 520,9 millones, resultado de la amortización realizada en el ejercicio así como del efecto de las variaciones cambiarias y de la variación negativa del factor de ajuste en los contratos de financiamiento con la ELETROBRÁS.

Cuadro 8.- Acreedores de Itaipú (US$ millones) ACREEDORES ELETROBRÁS

2001

2002

17.711,5 17.360,0

TESORO NACIONAL BRASILEÑO 975,1(1) 949,9(1) BNDES Y OTROS CRÉDITOS TOTAL

294,7

150,5

18.981,3 18.460,4

(1) En los Estados Contables de 2002 fueron reclasificados para Remuneración y Resarcimiento US$ 155,7 millones correspondientes a royalties atrasados debidos al Gobierno brasileño al 31/12/2001. En las publicaciones del año 2001 constaban entre los préstamos y financiamientos. FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.

Los préstamos y financiamientos tienen tasas que varían entre el 4 y el 12 por ciento anuales, de acuerdo con las condiciones contractuales. Un detalle de estos se indica a continuación:


29


Cuadro 9.- Préstamos y financiamientos de Itaipú Líneas de Crédito CUADRO DE LOS PRÉSTAMOS Y FINANCIAMIENTOS (en US$ mil)

Monedas (3)

Tasas interés

Total (en Mil)

Deuda al 31 de Diciembre

Equivalente en US$ Mil Corto (1) Plazo

2002

Periodo de Amortización

2001

Largo Plazo

o i c i n I

Reclasificado

o n i m r é T

Cuota

CONTRATOS GARANTIZADOS POR LA REPÚBLICA FEDERATIVA DEL BRASIL Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS (Incluye transferencia para el tesoro) US$ 4,1 y 7,5 16.225.001 16.225.001 277.996 16.995.399 17.201.687 1997 2023 ECF-1480/97 - Principal Provisión de ajuste monetario ECF-1627/97 - Principal Provisión de ajuste monetario ECF-1628/97 - Principal Provisión de ajuste monetario

US$ US$

7,5

181.577

181.577

6.803

US$ US$

7,5

19 0.100

190.100

US$

Banco Nacional de Desenvolvimiento Econõmico e Social - BNDES R$ 12,0 De 22/12/78

-155.040

338.366

122.524

13.315

-1.161

2.622

114.139

34.893

-588

638

Mensual

1998 2023

Mensual

2005 2023

Mensual

9.559

4.889

1.097

2.161

6.378

1990 2005

Mensual

De 04/09/81

R$

12,0

426.445

218.086

37.711

74.297

219.279

1987 2005

Mensual

De 14/12/86

R$

12,0

17.504

8.952

2.246

4.424

13.057

1991 2005

Mensual

De 14/12/86

R$

12,0

5.140

2.629

391

769

2.270

1987 2005

Mensual

De 14/12/86

R$

12,0

83

42

1

1

3

1988 2005

Mensual

De 10/12/87

R$

12,0

21.267

10.876

1.011

1.990

5.876

1991 2005

Mensual

De 04/10/88

R$

12,0

8.221

16.198

47.805

1992 2005

Mensual

Brasil Investment Bonds (BIBS)

US$

5,0

450

3.741

4.571

1999 2013

Semestral

Reestructuración de la Deuda Externa (DMLP)

EUR

Nota 2A

36.453 733.314

795.261

1997 2023 Semestral

Renegociación Club de París (Fases III y IV)

CHF

Nota 2B

36.704 139.215

175.228

1995 2006 Semestral

TESORO NACIONAL DEL BRASIL

Total sin Provisión de ajuste monetario Total de la Provisión de ajuste monetario Total de los Préstamos y Financiamientos

409.084 18.208.172 18.519.623 -156.789

341.626

409.084 18.051.383 18.861.249

(1) A la tasa vigente al 31 de diciembre de 2002. (2) Tasas de intereses (A) Libor semestral 6,0 y 8,0. (B) 8,49; 8,15 y 6,625. (3) R$ Reales; US$ Dólares de los Estados Unidos de América; EUR Euros; CHF Franco Suizo. FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.

El cronograma de pago de los préstamos y financiamientos de largo plazo a la ELETROBRÁS, Tesoro Nacional y demás instituciones financieras prevé las siguientes amortizaciones anuales:


30


Cuadro 10.- Amortizaciones anuales Ejercicio 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Valores US$ 505.899.519 566.301.592 679.629.475 565.458.036 603.882.993 642.839.204 684.158.049

Ejercicio Valores US$ 2011 729.586.393 2012 775.770.398 2013 825.009.584 2014 877.269.853 2015 933.134.873 2016 996.375.065 2017 1.064.042.463

Ejercicio Valores US$ 2018 1.136.046.827 2019 1.213.531.505 2020 1.296.277.726 2021 1.385.290.639 2022 1.480.513.052 2023 1.090.366.204 Total 18.051.383.450


7.6. BALANCES GENERALES

Los balances generales al 31 de diciembre de 2002 y 2001 se indican a continuación:

Cuadro 11.- Balance general 2001-2002 (US$) 2001 ACTIVO CIRCULANTE Disponible Cuentas a recibir - Contratos de prestación de servicios Cuentas a recibir - Diversos Obligaciones y préstamos a recibir Almacenes REALIZABLE A LARGO PLAZO Cuentas a recibir - Contratos de prestación de servicios Cuentas a recibir - Diversos Obligaciones y préstamos a recibir RESULTADOS A COMPENSAR De ejercicios anteriores Del ejercicio corriente PERMANENTE Inmovilizado Bienes e instalaciones en servicio Obras y servicios en ejecución


2002

17.795.962 587.432.475 3.709.876 34.486.733 12.586.370 656.011.416

127.118.972 533.461.578 4.118.642 672.158 9.024.580 674.395.930

120.828.202 16.377.031 70.771.776 207.977.009

128.340.661 10.003.215 76.280.024 214.623.900

1.701.016.310 -283.523.344 1.417.492.966

1.417.492.966 -857.132.190 560.360.776

16.852.715.625 690.699.496 17.543.415.121

17.023.569.759 541.219.922 17.564.789.681

19.824.896.512

19.014.170.287

31


2001 PASIVO CIRCULANTE Préstamos y financiamientos Remuneración y resarcimiento Contratistas, proveedores y otros Obligaciones estimadas Salarios y obligaciones sociales Retenciones contractuales en garantía EXIGIBLE A LARGO PLAZO Préstamos y financiamientos Obligaciones estimadas

2002 2001

2002

598.764.596 427.209.219 22.351.463 21.564.834 481.152 1.070.371.264

409.083.860 200.938.061 29.493.089 21.409.772 19.399.135 519.951 680.843.868

18.382.483.783 272.041.465 18.654.525.248

18.051.383.450 181.942.969 18.233.326.419

50.000.000 50.000.000 100.000.000

50.000.000 50.000.000 100.000.000

19.824.896.512

19.014.170.287

PATRIMONIO NETO Capital Administración Nacional de Electricidad - ANDE Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS


7.7. CUENTA DE RESULTADOS

La Cuenta de Resultados del año 2001 y 2002 se refleja a continuación:

Cuadro 12.- Cuenta de Resultados 2001-2002 (US$) 2001 INGRESOS OPERACIONALES Suministro de energía Administración de Electricidad - ANDE Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil S.A. - ELETROSUL FURNAS Centrais Elétricas S.A. Total de suministro de energía Compensación por cesión de energía Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil S.A. - ELETROSUL FURNAS Centrais Elétricas S.A. Total de la compensación por cesión de energía Reembolso de los costos de energía adicional a la garantizada Administración de Electricidad - ANDE Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS Total del reembolso de los costos de energía adicional a la garantizada


2002

151.412.030

161.184.800

440.019.440

438.117.610

1.845.999.050 2.437.430.520

1.838.128.110 2.437.430.520

11.686.032

11.057.707

49.048.169 60.734.201

46.390.894 57.448.601 2.077.516 32.599.638 34.677.154

32


Total de los ingresos operacionales GASTOS OPERACIONALES Remuneración y resarcimiento Royalties Royalties - energía adicional a la garantizada Resarcimiento de cargas de administración y supervisión Resarcimiento de cargas de administración y supervisión energía adicional a la garantizada Utilidades de capital Compensación por cesión de energía Compensación por cesión de energía adicional a la garantizada Total remuneración y resarcimiento Otros gastos Personal Materiales y equipos Servicios de terceros Otros gastos operacionales Total otros gastos Total de los gastos operacionales

2001 2.498.164.721

2002 2.529.556.275

306.836.657

289.843.002 27.344.005 22.295.616

23.529.307

2.103.385

425.192.452

34.913.645 57.448.601 5.229.764 439.178.018

167.916.578 6.621.842 25.370.588 14.343.325 214.252.333 639.444.785

144.673.264 5.657.664 27.149.002 43.498.419 220.978.349 660.156.367

1.858.719.936

1.869.399.908

11.853.868 7.027.907 11.351.722 30.233.497

11.938.257 5.761.267 15.498.060 33.197.584

GASTOS FINANCIEROS Cargas de la deuda Cargas capitalizables Cargas no capitalizables Variaciones monetarias Cargas sobre remuneraciones y resarcimientos Otros gastos financieros Total de los gastos financieros

1.305.673.225 493.910.679 811.762.546 282.176.964 7.365.416 1.779 1.595.217.384

1.271.179.327 147.112.035 1.124.067.292 -231.907.939 2.830.978 4.741 1.042.107.107

RESULTADO FINANCIERO

-1.564.983.887

-1.008.909.523

RESULTADO OPERACIONAL

293.736.049

860.490.385

INGRESOS (GASTOS) NO OPERACIONALES Ingresos diversos Gastos diversos Total resultado no operacional

2.138.350 -12.351.055 -10.212.705

679.784 -4.037.979 -3.358.195

RESULTADO DEL EJERCICIO

283.523.344

857.132.190

RESULTADO DEL SERVICIO INGRESOS FINANCIEROS Renta de aplicaciones financieras Cargas moratorias en facturas de energía Otros ingresos financieros Total de los ingresos financieros

34.092.287 60.734.201



33

ITAIPU DATOS TECNICOS

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