La central hidroeléctrica de Itaipú constituye uno de los pilares

PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
ANEXO 6.
ITAIPÚ BINACIONAL
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 3
2. HISTORIA ...................................................................................................... 4
3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS.................................................................. 5
4. SISTEMA DE TRANSMISIÓN ..................................................................... 12
4.1. ENERGÍA GENERADA EN LA CENTRAL ...................................................................... 12
4.2. SUBESTACIÓN DE LA MARGEN DERECHA ................................................................ 13
4.3. SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN PARAGUAY .............................................................. 14
5. PRODUCCIÓN............................................................................................. 15
5.1. PRODUCCIÓN HISTÓRICA............................................................................................ 15
5.2. PRODUCCIÓN ESPERADA PARA EL FUTURO ........................................................... 18
6. TRATADO.................................................................................................... 19
6.1. OBJETO........................................................................................................................... 19
6.2. COMPONENTES DEL TRATADO................................................................................... 19
6.3. CONSTITUCIÓN DE LA ENTIDAD BINACIONAL ITAIPÚ¡ERROR!
DEFINIDO.
MARCADOR
NO
6.4. COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA ........................................................................ 20
7. ASPECTOS ECONÓMICO-FINANCIEROS ................................................ 25
7.1. FACTURACIÓN ............................................................................................................... 25
7.2. PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA.............................................. 26
7.3. COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD ................................................................ 27
7.4. REMUNERACIÓN, RESARCIMIENTO Y COMPENSACIÓN ......................................... 28
7.5. PRÉSTAMOS Y FINANCIAMIENTOS............................................................................. 28
7.6. BALANCES GENERALES............................................................................................... 31
Anexo 6. Itaipú Binacional
1
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
7.7. CUENTA DE RESULTADOS........................................................................................... 32
7.8. CUENTA DE EXPLOTACIÓN.......................................................................................... 34
Anexo 6. Itaipú Binacional
2
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
3
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
4
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
3. CARACTERÍSTICAS 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
Anexo 6. Itaipú Binacional
5
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
Anexo 6. Itaipú Binacional
6
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Longitud de coronamiento
170 m
Cota de coronamiento
225 m.s.n.m.
Altura máxima
162 m
Capacidad máxima de descarga
35.000 m3/s
Volumen de hormigón
2.100.000 m3
Presa lateral derecha
Tipo
Cabeza maciza y contrafuertes
Longitud de coronamiento
986 m
Cota de coronamiento
225 m.s.n.m.
Altura máxima
64,5 m
Excavación en tierra y roca
1.610.000 m3
Volumen de hormigón
800.000 m3
Presa de enrocado
Longitud de coronamiento
1.984 m
Cota de coronamiento
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
Cota de coronamiento
225 m.s.n.m.
Altura máxima
25 m
Volumen
400.000 m3
Anexo 6. Itaipú Binacional
8
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Presa de Tierra Margen Izquierda
Longitud de coronamiento
2.294 m
Cota de coronamiento
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
Excavación en tierra y roca
13.000.000 m3
Volumen de hormigón
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
Excavación en tierra y roca
5.000.000 m3
Volumen de hormigón
3.300.000 m3
Anexo 6. Itaipú Binacional
9
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
Anexo 6. Itaipú Binacional
10
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
Anexo 6. Itaipú Binacional
11
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
12
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
13
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
14
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
Nº unidades
instaladas
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
0-2
2-3
3-6
6-9
9-12
12-15
15-16
16-18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
Producción anual
de energía
(GWh)
277
6.327
21.853
35.807
38.508
47.230
53.090
57.518
52.268
59.997
69.394
77.212
81.654
89.237
87.846
90.002
93.428
79.307
82.914
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:
Anexo 6. Itaipú Binacional
15
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Gráfico 1.- Producción mensual 2001-2002
8.000
7.000
6.000
GWh
5.000
4.000
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%).
Anexo 6. Itaipú Binacional
16
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Cuadro 2.- Suministro de energía para las distintas compañías en 2002
(GWh)
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
PARAGUAY
BRASIL
SUBTOTAL TOTAL
ANDE
FURNAS ELETROSUL ELETROBRÁS
7.102
528
4.800
1.144
630
6.574
5.692
466
4.175
995
56
5.226
7.286
539
4.792
1.142
813
6.747
7.552
464
4.653
1.109
1.326
7.088
7.419
429
4.862
1.159
969
6.990
6.746
435
4.686
1.117
508
6.311
6.383
466
4.776
1.138
3
5.917
6.786
483
4.824
1.150
329
6.303
6.689
457
4.658
1.111
463
6.232
7.024
494
4.806
1.145
579
6.530
6.880
477
4.657
1.110
636
6.403
7.084
509
4.791
1.142
642
6.575
82.643
5.747
56.480
13.462
6.954
76.896
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
17
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Gráfico 3.- Participación de Itaipú en los mercados paraguayo y brasileño
80%
500
400
60%
300
40%
200
20%
100
0
1998
1999
2000
2001
2002
0%
Suministro Itaipú (MW)
600
Participación mercado
Suministro Itaipú (MW)
100%
700
12.000
100%
10.000
80%
8.000
60%
6.000
40%
4.000
20%
2.000
0
1998
1999
2000
2001
2002
482
583
629
635
656
9.480
9.624
9.902
8.316
8.778
81%
91%
95%
93%
93%
25%
25%
24%
22%
22%
0%
Participación mercado
Mercado Brasileño
Mercado Paraguayo
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
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
Anexo 6. Itaipú Binacional
18
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
19
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
20
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
−
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
21
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
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.
Anexo 6. Itaipú Binacional
22
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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$/GWh generado y medido en la central, y cuyo pago se
efectúa mensualmente, conforme a fórmula y factores establecidos en la misma
Nota Reversal y que se indican a continuación.
Anexo 6. Itaipú Binacional
23
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Cuadro 4.- Factores de ajuste calculados según la Nota Reversal nº3
Año
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Factor original Factor de ajuste Factor ajustado
3,50
3,50
3,58
1,03161
3,69316
3,66
1,07050
3,91803
3,74
1,12344
4,20167
3,82
1,17452
4,48667
3,90
1,20367
4,69431
4,00
1,22699
4,90796
4,00
1,25442
5,01768
4,00
1,27941
5,11764
4,00
1,32219
5,28876
4,00
1,35174
5,40696
4,00
1,37073
5,48292
4,00
1,36668
5,46672
4,00
1,39071
5,56284
4,00
1,45275
5,81100
4,00
1,48488
5,93952
4,00
1,48082
5,92328
FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.
Anexo 6. Itaipú Binacional
24
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
7. ASPECTOS ECONÓMICO-FINANCIEROS
7.1. FACTURACIÓN
Los ingresos en 2002 por las facturas considerados bajo el régimen económico
provenientes de los contratos de prestación de los servicios de electricidad
firmados con la ANDE, FURNAS, ELECTROSUL y ELETROBRÁS fueron de
US$ 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
FACTURADO
US$ Millones
EMPRESA
FURNAS
ELECTROSUL
ELETROBRÁS
ANDE
TOTAL
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
5.511,9
449,9
5.961,8
5.402,6
468,8
32,6
32,6
16,2
1.139,8
180,6
1.320,4
985,5
159,5
30.403,7 2.552,4 32.956,1 29.695,4 2.598,9
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
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
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
25
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
US$/MWh
25
20
15
10
5
0
1998
1999
2000
2001
2002
PARAGUAY
29,05
25,06
22,64
27,22
28,41
BRASIL
25,86
25,51
24,75
31,38
29,96
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
Anexo 6. Itaipú Binacional
26
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
7.3. COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD
El costo del servicio de electricidad, atendiendo al Anexo C del Tratado,
presentó la siguiente composición para el año 2001 y 2002:
Cuadro 6.- Costo del servicio de electricidad (US$ 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
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
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
27
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
FUENTE: Memoria anual 2002. Itaipú Binacional.
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
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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:
Anexo 6. Itaipú Binacional
29
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Cuadro 9.- Préstamos y financiamientos de Itaipú
Monedas
(3)
Tasas
interés
2002
Total
(en Mil)
Equivalente
en US$ Mil
Corto
(1)
Plazo
Periodo de Amortización
2001
Largo
Plazo
Reclasificado
Término
CUADRO DE LOS PRÉSTAMOS Y
FINANCIAMIENTOS (en US$ mil)
Deuda al 31 de Diciembre
Inicio
Líneas de Crédito
Cuota
CONTRATOS GARANTIZADOS POR LA REPÚBLICA FEDERATIVA DEL BRASIL
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS (Incluye transferencia para el tesoro)
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$
4,1 y 7,5 16.225.001 16.225.001 277.996 16.995.399 17.201.687
US$
US$
7,5
181.577
181.577
6.803
US$
US$
7,5
190.100
190.100
US$
-155.040
338.366
122.524
13.315
-1.161
2.622
114.139
34.893
-588
638
1997 2023
Mensual
1998 2023
Mensual
2005 2023
Mensual
Banco Nacional de Desenvolvimiento Econõmico e Social - BNDES
De 22/12/78
R$
12,0
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
TESORO NACIONAL DEL BRASIL
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
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:
Anexo 6. Itaipú Binacional
30
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
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
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Valores US$
729.586.393
775.770.398
825.009.584
877.269.853
933.134.873
996.375.065
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
FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.
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$)
2001
ACTIVO
CIRCULANTE
Disponible
Cuentas a recibir - Contratos de prestación de
servicios
Cuentas a recibir - Diversos
Obligaciones y préstamos a recibir
Almacenes
REALIZABLE A LARGO PLAZO
Cuentas a recibir - Contratos de prestación de
servicios
Cuentas a recibir - Diversos
Obligaciones y préstamos a recibir
RESULTADOS A COMPENSAR
De ejercicios anteriores
Del ejercicio corriente
PERMANENTE
Inmovilizado
Bienes e instalaciones en servicio
Obras y servicios en ejecución
Anexo 6. Itaipú Binacional
2002
17.795.962
127.118.972
587.432.475
533.461.578
3.709.876
34.486.733
12.586.370
656.011.416
4.118.642
672.158
9.024.580
674.395.930
120.828.202
128.340.661
16.377.031
70.771.776
207.977.009
10.003.215
76.280.024
214.623.900
1.701.016.310
-283.523.344
1.417.492.966
1.417.492.966
-857.132.190
560.360.776
16.852.715.625
690.699.496
17.543.415.121
17.023.569.759
541.219.922
17.564.789.681
19.824.896.512
19.014.170.287
31
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
2001
PASIVO
CIRCULANTE
Préstamos y financiamientos
Remuneración y resarcimiento
Contratistas, proveedores y otros
Obligaciones estimadas
Salarios y obligaciones sociales
Retenciones contractuales en garantía
EXIGIBLE A LARGO PLAZO
Préstamos y financiamientos
Obligaciones estimadas
2002
2001
2002
598.764.596
427.209.219
22.351.463
21.564.834
481.152
1.070.371.264
409.083.860
200.938.061
29.493.089
21.409.772
19.399.135
519.951
680.843.868
18.382.483.783
272.041.465
18.654.525.248
18.051.383.450
181.942.969
18.233.326.419
50.000.000
50.000.000
100.000.000
50.000.000
50.000.000
100.000.000
19.824.896.512
19.014.170.287
PATRIMONIO NETO
Capital
Administración Nacional de Electricidad - ANDE
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ELETROBRÁS
FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.
7.7. CUENTA DE RESULTADOS
La Cuenta de Resultados del año 2001 y 2002 se refleja a continuación:
Cuadro 12.- Cuenta de Resultados 2001-2002 (US$)
2001
2002
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
151.412.030
161.184.800
440.019.440
438.117.610
1.845.999.050
1.838.128.110
2.437.430.520
2.437.430.520
11.686.032
11.057.707
49.048.169
46.390.894
60.734.201
57.448.601
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
Anexo 6. Itaipú Binacional
2.077.516
32.599.638
34.677.154
32
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
Total de los ingresos operacionales
2001
2.498.164.721
2002
2.529.556.275
306.836.657
289.843.002
23.529.307
22.295.616
GASTOS OPERACIONALES
Remuneración y resarcimiento
Royalties
27.344.005
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
2.103.385
Utilidades de capital
34.092.287
34.913.645
Compensación por cesión de energía
60.734.201
57.448.601
425.192.452
439.178.018
167.916.578
144.673.264
5.229.764
Compensación por cesión de energía adicional a la garantizada
Total remuneración y resarcimiento
Otros gastos
Personal
Materiales y equipos
6.621.842
5.657.664
Servicios de terceros
25.370.588
27.149.002
Otros gastos operacionales
14.343.325
43.498.419
Total otros gastos
Total de los gastos operacionales
RESULTADO DEL SERVICIO
214.252.333
220.978.349
639.444.785
660.156.367
1.858.719.936
1.869.399.908
11.853.868
11.938.257
INGRESOS FINANCIEROS
Renta de aplicaciones financieras
7.027.907
5.761.267
Otros ingresos financieros
11.351.722
15.498.060
Total de los ingresos financieros
30.233.497
33.197.584
1.305.673.225
1.271.179.327
493.910.679
147.112.035
Cargas moratorias en facturas de energía
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
RESULTADO FINANCIERO
RESULTADO OPERACIONAL
811.762.546
1.124.067.292
282.176.964
-231.907.939
7.365.416
2.830.978
1.779
4.741
1.595.217.384
1.042.107.107
-1.564.983.887
-1.008.909.523
293.736.049
860.490.385
INGRESOS (GASTOS) NO OPERACIONALES
2.138.350
679.784
-12.351.055
-4.037.979
Total resultado no operacional
-10.212.705
-3.358.195
RESULTADO DEL EJERCICIO
283.523.344
857.132.190
Ingresos diversos
Gastos diversos
FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.
Anexo 6. Itaipú Binacional
33
PLAN ESTRATÉGICO DEL SECTOR ENERGÉTICO DE LA REPÚBLICA DEL PARAGUAY (2004-2013)
7.8. CUENTA DE EXPLOTACIÓN
Las Cuentas de Explotación se indican del año 2001 y 2002 se refleja a
continuación:
Cuadro 13.- Cuenta de explotación (en US$)
2001
2002
INGRESOS
Ingresos provenientes de los contratos de prestación de los servicios de
electricidad
Entidad compradora paraguaya
Entidades compradoras brasileñas
Compensación por cesión de energía
Reembolso de los costos de energía adicional a la garantizada
Total de los ingresos
151.412.030
161.184.800
2.286.018.490
2.276.245.720
60.734.201
57.448.601
0
34.677.154
2.498.164.721
2.529.556.275
COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD
Remuneración y Resarcimiento a las Altas Partes Contratantes y a las partes que constituyen la Itaipú
34.092.287
34.913.645
Utilidades de capital
Royalties
Royalties - energía adicional a la garantizada
Resarcimiento de las cargas de administración y supervisión
Resarcimiento de cargas de administración y supervisión energía
adicional a la garantizada
Compensación por cesión de energía
370.748.751
347.071.083
0
27.344.005
23.529.307
22.295.616
0
2.103.385
60.734.201
57.448.601
0
5.229.764
Total de la remuneración y resarcimiento
489.104.546
496.406.099
Amortización de préstamos financieros
860.747.412
537.206.157
Cargas financieras de préstamos y financiamientos
811.762.546
1.231.414.273
166.289.860
163.529.385
Compensación por cesión de energía adicional a la garantizada
Gastos de explotación
Personal
Materiales y equipos
7.639.884
9.824.592
Servicios de terceros
27.444.616
24.753.816
Otros gastos de explotación
18.395.166
17.817.969
Total de los gastos de explotación
219.769.526
215.925.762
2.381.384.030
2.480.952.291
116.780.691
48.603.984
-9.092.065
107.688.626
Total del costo del servicio de electricidad
RESULTADO DEL AÑO DE LA CUENTA DE EXPLOTACIÓN
Saldo del ejercicio anterior
Ajuste de ejercicios anteriores
RESULTADO ACUMULADO DE LA CUENTA DE EXPLOTACIÓN
12.721.726
107.688.626
169.014.336
FUENTE: Estados contables al 31 de Diciembre de 2002 y 2001. Itaipú Binacional.
Anexo 6. Itaipú Binacional
34