foro electroenergético - sichap

Componentes del Costo del servicio de Componentes del Costo del servicio de

ElectricidadElectricidad

Foro Electroenergético - SICHAPForo Electroenergético - SICHAP

Objetivos: describir los antecedentes, Objetivos: describir los antecedentes,

evolución historica, efectos probables de evolución historica, efectos probables de

los mismos sobre la tarifa los mismos sobre la tarifa

=INGRESOS EGRESOS

(POR LOS SERVICIOSDE ELECTRICIDAD)

(REPRESENTA EL COSTODEL SERVICIO)

CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE LA PRESTACIÓNDE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD

El Costo del Servicio de Electricidad de la ITAIPU se compone de:

= Utilidades del Capital (UC) (12% x CAPITAL x FA)

= Cargas Financieras (CF) y Amortizaciones de los Préstamos Recibidos (AP). (Ctos. de Financiamiento)

= Resarcimientos de las Cargas de Administración y Supervisión (RE) (50 x 4 x GWh x FA)

= Royaltíes (RO) (650 x 4 x GWh x FA)

= Gastos de Explotación (GDE) (Personal + Gastos Operativos)

= Saldo de la Cuenta de Explotación (SCE)

= COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

+

+

+

+

+

E1

E2 y E3

E5

E4

E6

E7

Total

Costo del servicio de electricidad – Anexo Costo del servicio de electricidad – Anexo

CC

INGRESOS (PRECIO) = COSTOINGRESOS (PRECIO) = COSTO

COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU (CUSE) – TARIFA(CUSE) – TARIFA

REGLAMENTO DEL ANEXO “C” REGLAMENTO DEL ANEXO “C”

COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD

POTENCIA DISPONIBLE PARA CONTRATACIÓN

TARIFA=

E1 - Utilidades de CapìtalE1 - Utilidades de Capìtal

Anexo AArt. 6: “ El capital de la Itaipu será equivalente a 100.000.000 US$ (cien millones de dolares Americanos), pertenecientes a la ANDE y ELECTROBRÁS, por partes iguales e intransferibles” . Art. XV:2º: La ITAIPU incluirá, en su costo de servicio, el monto necesario para el PAGO DE UTILIDADES.ANEXO C:III.1 …de utilidades del doce por ciento anual sobre su participación en el capital integrado


Tratado, Artículo VIII (parágrafo único):Tratado, Artículo VIII (parágrafo único): “ “ Cualquiera de las Altas Partes Contratantes podrá, Cualquiera de las Altas Partes Contratantes podrá, con el consentimiento de la otra, adelantarle los con el consentimiento de la otra, adelantarle los recursos necesarios para la integración de capital en recursos necesarios para la integración de capital en las condiciones fijadas de común acuerdo”las condiciones fijadas de común acuerdo”Antecedentes:Antecedentes: la aplicación del 12% de utilidades la aplicación del 12% de utilidades sobre el capital integrado se fundamentó en el valor sobre el capital integrado se fundamentó en el valor pagado usualmente a las Empresas concesionarias pagado usualmente a las Empresas concesionarias de servicios públicos de la época. La de servicios públicos de la época. La ELECTROBRÁS adelanta a la ANDE 50 millones de ELECTROBRÁS adelanta a la ANDE 50 millones de Dolares Americanos con una aplicación de interés Dolares Americanos con una aplicación de interés de (12/2)%, a ser capitalizados anualmente e de (12/2)%, a ser capitalizados anualmente e incorporados al valor principal por espacio de tiempo incorporados al valor principal por espacio de tiempo de 8 años, hasta el pago de la primera cuota de de 8 años, hasta el pago de la primera cuota de utilidad, seguido del periodo de amortización del utilidad, seguido del periodo de amortización del préstamo durante 50 años. Se determinó que dicho préstamo durante 50 años. Se determinó que dicho pago sería en moneda Brasilera. pago sería en moneda Brasilera.


Nota Reversal No 10/2000, del 13 .11.2000, establece Nota Reversal No 10/2000, del 13 .11.2000, establece que a fin de mantener constante el valor de la moneda que a fin de mantener constante el valor de la moneda Americana, se considera la variación de los índices Americana, se considera la variación de los índices con relación al índice medio de 1975. con relación al índice medio de 1975.

Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x FA Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x FA (año 2000)(año 2000)

FA (factor de ajuste) = 1 + Vig + VcpFA (factor de ajuste) = 1 + Vig + Vcp

Vig= Variación porcentual del Índice Medio Anual del “ Vig= Variación porcentual del Índice Medio Anual del “ Industrial Goods” , en los Estados Unidos de América, Industrial Goods” , en los Estados Unidos de América, relativo al mismo índice medio de 1975relativo al mismo índice medio de 1975

Vcp= Variación porcentual del Índice Medio Anual del Vcp= Variación porcentual del Índice Medio Anual del “ Consumer Price” , de los Estados Unidos de “ Consumer Price” , de los Estados Unidos de América, relativo al mismo índice medio de 1975América, relativo al mismo índice medio de 1975

Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x 2,87 Utilidades de capital= 12% x US$ 100 millones x 2,87 = = US$ 34,3 millones (previsto para 2003)US$ 34,3 millones (previsto para 2003)

E2 y E2 -E2 y E2 - Cargas financieras y Cargas financieras y

amortizacionesamortizacionesAnexo C :El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales:III.2: El monto necesario para el pago de las cargas financieras de los prestamos recibidos.III.3: El monto necesario para el pago de la amortización de los prestamos recibidos.Antecedentes Art. IX, Tratado:Los recursos complementarios a la Integración de Capital, necesarios para los estudios, construcción y operación de la Central Hidroeléctrica serán aportadas por las Altas Partes Contratantes o por la ITAIPU obtenidas mediante operaciones de créditos


amortizacionesamortizacionesPorqué ELECTROBRAS? :Los créditos otorgados por cualquier agencia multilateral condicionaba que necesariamente, se debía realizar un llamado a licitación pública internacional para contratistas y fabricantes de todo el mundo, ello estaría de contramano con el Art. XI del Tratado, en la establece, que en lo posible se potenciará a los contratistas y fabricantes de las partes signatarias, para esa situación se adaptaba mejor la operación de préstamo con la ELECTROBRAS. El primer gran préstamo desembolsado por la ELECTROBRAS fue en noviembre de 1975, por un valor equivalente de US$ 2,5 mil millones, con garantía del tesoro Brasileño, a ser desembolsado entre los años 1975 y 1989, con plazo de gracia hasta 1984, con plazo de amortización de 1985 al 2023.


amortizaciones - 2003amortizaciones - 2003INTERESESAMORTIZACIÓN TOTALES

ELETROBRAS - Linea B 1.043,8 335,1 1.378,9 (*) Factor de Ajuste

ELETROBRAS - PCO 9,9 6,9 16,8 Factor de Ajuste

BNDES 14,6 50,6 65,2Variación Real

Vs.Dólar

Bonos BRADY 38,3 28,9 67,2 Tasa Libor

Club de París 11,4 34,2 45,6

Variación EURO y Franco Suizo

Vs.Dólar

T O T A L 1.573,8

Afectadospor:

LINEA DE CREDITO

US$ X MILLÓN

E4 -E4 - RoyaltiesRoyalties

Royalties = Energía Generada (*) x US$ (650 x Royalties = Energía Generada (*) x US$ (650 x 4,0) x FA4,0) x FA- (*) A modo de previsión se considera, 75.170 - (*) A modo de previsión se considera, 75.170 GWh, que corresponde a la Energía Garantizada de GWh, que corresponde a la Energía Garantizada de la Central,la Central,

Art. XV:1º: La ITAIPU pagará a las Altas Partes Contratantes, en montos iguales, “royalties” en razón de la utilización del potencial hidráulico.

……“……“Se paga regalías al dueño, porque hay un reconocimiento de Se paga regalías al dueño, porque hay un reconocimiento de nuestro condominio irrestricto a las aguas del río Paraná (Senador nuestro condominio irrestricto a las aguas del río Paraná (Senador Carlos Saldivar).Carlos Saldivar).

Royalties = 75.170 x US$ 2.600 x 1,471 = US$ 287,4 Royalties = 75.170 x US$ 2.600 x 1,471 = US$ 287,4 millones (previsto para el 2003) millones (previsto para el 2003)

E4 -E4 - RoyaltiesRoyalties

- 4,0- 4,0 Es un valor cte. Incluido por Nota Reversal, No Es un valor cte. Incluido por Nota Reversal, No 3, del 28 de enero de 1986, se aplicaron 3, del 28 de enero de 1986, se aplicaron sucesivamente valores crecientes a partir de 3,5 hasta sucesivamente valores crecientes a partir de 3,5 hasta llegar a 4,0 en 1992, se mantiene hasta hoy dicho llegar a 4,0 en 1992, se mantiene hasta hoy dicho valor.valor.

- FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig- FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig

- - Valor 650;Valor 650; de acuerdo a investigaciones, concluimos de acuerdo a investigaciones, concluimos que luego de años de discusión en la época de la que luego de años de discusión en la época de la elaboración del Tratado, no visualiza un origen claro, elaboración del Tratado, no visualiza un origen claro, sin embargo establece que los 650 USS por cada sin embargo establece que los 650 USS por cada millón de Kilovatiohora generado y medido en la millón de Kilovatiohora generado y medido en la Central, equivale aproximadamente al 13 % del precio Central, equivale aproximadamente al 13 % del precio de la energía en el mercado Brasileño de la época.de la energía en el mercado Brasileño de la época.

- - AntecedentesAntecedentes

E5 - Resarcimientos de las cargas de administración y E5 - Resarcimientos de las cargas de administración y

supervisiónsupervisión

Anexo C :El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales:III.5: El monto necesario al pago, a la ANDE y a la ELETROBRAS, en partes iguales, a título de resarcimiento de las cargas de administración y supervisión relacionadas con la ITAIPU, calculadas en el equivalente de cincuenta dólares de los Estados Unidos de América por gigawatt-hora generado y medido en la central eléctrica.Resarcimientos = Energìa Generada (*) x US$ (50 x Resarcimientos = Energìa Generada (*) x US$ (50 x 4,0) x FA4,0) x FA

- (*) A modo de previsión se considera, 75.170 GWh, - (*) A modo de previsión se considera, 75.170 GWh, que corresponde a la Energía Garantizada de la que corresponde a la Energía Garantizada de la Central,Central,- 4,0 Es un valor cte mantenido a partir de 1992 - 4,0 Es un valor cte mantenido a partir de 1992 (criterio ant.)(criterio ant.)- FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig- FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig

E5 - Resarcimientos de las cargas de administración y E5 - Resarcimientos de las cargas de administración y

supervisiónsupervisión

Resarcimientos = 75.170 x US$ (50 x 4,0) x 1,471= Resarcimientos = 75.170 x US$ (50 x 4,0) x 1,471= US$ 22,1 millones (año 2003) US$ 22,1 millones (año 2003)

AntecedenteAntecedentes:s:

- Valor 50: luego de pesquisas realizadas, este valor - Valor 50: luego de pesquisas realizadas, este valor de 50 dólares por cada millón de Kilovatioshora, es un de 50 dólares por cada millón de Kilovatioshora, es un desprendimiento del análisis realizado en la época desprendimiento del análisis realizado en la época para el cálculo de pago por compensación de energía. para el cálculo de pago por compensación de energía.

E6 -E6 - Gastos de explotaciónGastos de explotación

Anexo C :El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales:III.6: El monto necesario para cubrir los gastos de explotación.

Gastos destinados a:Operación y Mantenimiento de la CentralPersonalDesarrollo regional (Gastos sociales)Seguro de las instalaciones

Saldo de la cuenta de explotaciónSaldo de la cuenta de explotación

Anexo C :El costo del servicio de electricidad estará compuesto de las siguientes partes anuales:III.7: El monto del saldo, positivo o negativo, de la cuenta de explotación del ejercicio anterior.

Los ingresos solo dependen de la Tarifa previamente adoptada para el ejercicio. Los egresos de explotación realizados pueden resultar diferentes de lo previsto, por lo tanto la diferencia entre lo efectivamente realizado y lo previsto para el costo del servicio es el SALDO DE CUENTA DE EXPLOTACION.

Cesión de energíaCesión de energía

TRATADO Art. XV:3º: La ITAIPU incluirá, además, en su costo de servicio, el monto necesario para compensar a la Alta Parte Contratante que ceda energía a la otra.Anexo C :III.7: El monto necesario para la compensación a las Altas Partes Contratantes, equivalente a trescientos dólares de los Estados Unidos de América, por Gigawat-hora cedido a la otra Alta Parte Contratante. Esta compensación se efectuará mensualmente en la moneda disponible por la ITAIPU.

Cesión = Energía Cedida (*) x US$ (300 x 5,1) x FACesión = Energía Cedida (*) x US$ (300 x 5,1) x FA

- (*) Es la energía medida y facturada en el periodo - (*) Es la energía medida y facturada en el periodo correspondientecorrespondiente- 5,1 Es un valor aplicado a partir del año 200- 5,1 Es un valor aplicado a partir del año 200- FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig- FA (factor de ajuste) = 1 + Vcp + Vig

Cesión de energíaCesión de energía

Compensación x Cesión = 37.591,1 GWh x US$ (300 x Compensación x Cesión = 37.591,1 GWh x US$ (300 x 5,1) x 1,86= 104,2 millones (año 2007)5,1) x 1,86= 104,2 millones (año 2007)

- - Valor 300;Valor 300; de acuerdo a investigaciones, concluimos de acuerdo a investigaciones, concluimos que luego de años de discusión en la época de la que luego de años de discusión en la época de la elaboración del Tratado, no visualiza un origen claro, elaboración del Tratado, no visualiza un origen claro, sin embargo establece que los 300 USS por cada sin embargo establece que los 300 USS por cada millón de Kilovatiohora generado y medido en la millón de Kilovatiohora generado y medido en la Central, equivale aproximadamente al 50 Central, equivale aproximadamente al 50 % del valor % del valor aplicado al los Royalties.aplicado al los Royalties.

- - AntecedenteAntecedentess- Formaba parte de los componentes del Coste de - Formaba parte de los componentes del Coste de Servicio de Electricidad, corregido posteriormente por Servicio de Electricidad, corregido posteriormente por Nota ReversalNota Reversal

43.345,0 Utilidades de Capital 1,4%

2.086.413,9 Cargas Financieras y Amortización dePréstamos

65,4%

364.816,6 Royalties 11,4%

28.062,8 Resarcimiento 0,9%

500.000,0 Gastos de Explotación 15,7%

165.237,4Saldo Cuenta de Explotación 5,2%

3.187.875,7 Costo p/ Energía Garantizada 75.138,8 GWh

COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDADAÑO 2007 (US$ X mil)

+

COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU COSTO UNITARIO DE LOS SERVICIOS DE ELECTRICIDAD DE ITAIPU (CUSE) – TARIFA - año 2007(CUSE) – TARIFA - año 2007

- REGLAMENTO DEL ANEXO “C”- REGLAMENTO DEL ANEXO “C”

3.187.875,7 (US$)

143.598.000 (KW)

TARIFA = = 22,20 US$/KW

CONCLUSIÓNCONCLUSIÓN

•Los criterios utilizados para definir los valores de Los criterios utilizados para definir los valores de estos componentes podrían ser reevaluados a fin estos componentes podrían ser reevaluados a fin de adaptarse a las intenciones de mejoramiento de de adaptarse a las intenciones de mejoramiento de los beneficios obtenidos por ambas partes, visando los beneficios obtenidos por ambas partes, visando la conformidad de los pueblos. la conformidad de los pueblos.

•Momento propicio debido a la sintonía política Momento propicio debido a la sintonía política existente entre Brasil, Argentina, Uruguay, y otrosexistente entre Brasil, Argentina, Uruguay, y otros

DESCENSOS EXCEPCIONALES DELDESCENSOS EXCEPCIONALES DELEMBALSE DE ITAIPUEMBALSE DE ITAIPU

UNA EVALUACION ECONOMICA DEL VALOR AGREGADO

=INGRESOS EGRESOS

(POR LOS SERVICIOSDE ELECTRICIDAD)

(REPRESENTA EL COSTODEL SERVICIO)

MOTIVACIÓN

Cámara de Diputados – 1973Cámara de Diputados – 1973

““El precio de la energía a producirse ha sido establecido por los El precio de la energía a producirse ha sido establecido por los negociadores en el equivalente a 0,63 Gs/KWh, el mismo negociadores en el equivalente a 0,63 Gs/KWh, el mismo analizado hoy día y considerando la constante alza de los precios analizado hoy día y considerando la constante alza de los precios de la materia energética en el mundo entero resulta sumamente de la materia energética en el mundo entero resulta sumamente bajo.bajo.De ello deriva sin lugar a dudas otra razón mas de desigualdad De ello deriva sin lugar a dudas otra razón mas de desigualdad entre el Paraguay no comprador y el Brasil comprador en perjuicio entre el Paraguay no comprador y el Brasil comprador en perjuicio de nuestro país.de nuestro país.Cabe aquí reiterar que el precio igual al costo y que siendo el Cabe aquí reiterar que el precio igual al costo y que siendo el Brasil el principal comprador, o quizás el único, el gran beneficiado Brasil el principal comprador, o quizás el único, el gran beneficiado será el Brasil.”será el Brasil.”

Comisión de Relaciones Exteriores – Dictamen de minoría

ACLARACION:“establecido” debería referirse a ESTIMADO

ALGUNOS MECANISMOS CON VALOR ALGUNOS MECANISMOS CON VALOR

AGREGADOAGREGADO

1. Aprovechamiento de la DEMANDA DE POTENCIA ADICIONAL(“Ahorro” 1996: ANDE= 16 millones US$; ELETROBRAS= 100 millones US$)

2. Aprovechamiento de la ENERGIA EXCEDENTE

3. DESCENSOS EXCEPCIONALES DEL EMBALSE

4. Otros

Algunas conceptos…..Algunas conceptos…..

EMBALSE – AGUAS ARRIBAEMBALSE – AGUAS ARRIBA

RIO PARANARIO PARANAAGUAS ABAJOAGUAS ABAJO

SALTO BRUTOSALTO BRUTO

TURBINASTURBINAS

VERTEDEROVERTEDERO

Nivel de Operación MínimoNormal: Elev. 197 m

Nivel de Operación MáximoExcepcional: Elev. 223.10 m

Franja de Operación Normal: Elev. 220 m

FAJA NORMAL DE OPERACIÓN - 220,50 a 219 msnmFAJA NORMAL DE OPERACIÓN - 220,50 a 219 msnm

SALTO BRUTO

AFLUENCIAAFLUENCIA

TU

RB

INA

DO

POTENCIA = F (tur, salto)

OPERACIONES EXCEPCIONALES HISTORICASOPERACIONES EXCEPCIONALES HISTORICAS

Noviembre/1999 a marzo/2000 215,34 mSetiembre/2001 a Febrero/2002 217,60 mEnero a marzo/2004 218,59 m Agosto a diciembre/2006 218,09 mNoviembre/2007 a Marzo/2008 217,97 m

PERIODOPERIODONIVEL MINIMONIVEL MINIMOALCANZADOALCANZADO

FAJA NORMAL DE OPERACIÓN : 220,50 A 219 msnm

Operación excepcional Setiembre/2001 a Enero/2002Faja Normal opera según Generación realizada

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

1/9 2/10 2/11 3/12 3/1

Dias

Cau

dal

(m

3/s)

217,00

217,50

218,00

218,50

219,00

219,50

220,00

220,50

221,00

Niv

el e

mb

als

e (m

)

Energia vertida FA Energia vertida F NormalCota Faja Ampliada Cota Faja Normal

AÑOS 2001- 2002AÑOS 2001- 2002

ENERGIA ADICIONAL - Setiembre/ 2001 a Enero/ 2002Evaluación Post Operación

184

-17

67

230

-17

424

-23

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

Set Oct Nov Dic Ene Feb Total

GWh

Como podemos estimar su valor agregado?

VALOR AGREGADO DEL DESCENSO DEL EMBALSESet/ 2001 a En/ 2002 - Ref: valores de PLD

43,0

-2,1

8,3

29,6

-2,3

77,2

0,7

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

Set Oct Nov Dic Ene Feb Total

millones US$

Operación excepcional Agosto - Diciembre 2006Faja Normal opera según Generación realizada

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1/8 1/9 2/10 2/11 3/12

Dias

Gen

era

cio

n (

MW

)

217,00

217,50

218,00

218,50

219,00

219,50

220,00

220,50

221,00

Niv

el e

mb

alse

(m

)

Energia vertida FA Energia vertida F NormalCota Faja Ampliada Cota Faja Normal

AÑO 2006AÑO 2006

ENERGIA ADICIONAL - Agosto a Diciembre/ 2006Evaluación Post Operación

276

-78 -51

-48 -24

74

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

Ago Set Oct Nov Dic Total

GWmedio

VALOR AGREGADO DEL DESCENSO DEL EMBALSEAgosto a Diciembre/ 2006 - Ref: valores de PLD

12,9

-4,5 -2,1

-1,8

-0,6

3,8

-50,0

-40,0

-30,0

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

Ago Set Oct Nov Dic Total

millones US$

Operación Noviembre/07 a Marzo/08

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

1/11 15/11 29/11 13/12 27/12 10/1 24/1 7/2 21/2 6/3 20/3

Dias

Gen

era

cio

n (M

Wm

ed

io)

217.5

217.8

218.1

218.4

218.7

219.0

219.3

219.6

219.9

220.2

220.5

220.8

221.1

221.4

Niv

el

em

ba

lse

(m

)

Generacion Faja Amp Generacion Faja Normal Energia vertida FAEnergia vertida F Normal Cota Faja Ampliada Cota Faja Normal

AÑOS 2007 - 2008AÑOS 2007 - 2008

ENERGIA ADICIONAL - Noviembre/ 07 a Marzo/ 08

356

12

-94 -3

4

-90

30

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Total

MWmedio

VALOR AGREGADO DEL DESCENSO DEL EMBALSENov/ 2007 a Marzo/ 2008 - Ref: valores de PLD

27,1

7

0,9

9

-18,3

7

-7,7

7 -1,8

1

0,2

1

-50,00

-40,00

-30,00

-20,00

-10,00

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

Nov Dic Ene Feb Mar Total

millones US$

Conclusiones y RecomendacionesConclusiones y Recomendaciones

1. La operación de descenso excepcional del embalse 1. La operación de descenso excepcional del embalse genera “valores agregados” al sistema que consume la genera “valores agregados” al sistema que consume la energía adicionalenergía adicional

2. Recomendamos cuantificar los beneficios o valores 2. Recomendamos cuantificar los beneficios o valores agregados de los diferentes mecanismos de la IB, en agregados de los diferentes mecanismos de la IB, en especial de aquellos que no participan de la ecuación especial de aquellos que no participan de la ecuación precio=costo.precio=costo.

Consideraciones finalesConsideraciones finales

MISION DE LA ITAIPU BINACIONALMISION DE LA ITAIPU BINACIONAL

Obra de hermandadObra de hermandad

Para el desarrollo de ambos pueblosPara el desarrollo de ambos pueblos

Generar energía eléctrica de calidad, con responsabilidad social y ambiental, impulsando el desarrollo económico, turístico y tecnológico, sostenible,en Brasil y en Paraguay.

LULALULA

PRIMER ENCUENTRO ENCUENTRO LUGO-LULAPRIMER ENCUENTRO ENCUENTRO LUGO-LULA“Un país desarrollado no puede desarrollarse a costa de un país vecino y menos desarrollado.”

REUTERS-EFE (21/07/2008)REUTERS-EFE (21/07/2008)“Brasil tiene que asumir definitivamente la responsabilidad de la integración de América del Sur.Brasil es la mayor economía, el país más industrializado, la economía más fuerte y el mayor PIB. Por lo tanto, Brasil necesita tener conciencia de que la integración de América del Sur depende de sus gestos.Brasil no quiere tener hegemonía en su realción con ningún país. Lo que queremos es construir sociedades.”

MUCHAS GRACIAS

MERCADO DE CORTO PLAZOMERCADO DE CORTO PLAZOPLD (Precio de Liquidación de Diferencias)PLD (Precio de Liquidación de Diferencias)

Las diferencias positivas o negativas de energía, son liquidadas y valorizadas al PLD (Precio de Liquidación de las Diferencias) fijado y publicado semanalmente por la CCEE

EnergíaContratada

EnergíaVerificada

Mercado deCorto Plazo(PLD)

El Mercado de Corto Plazo contempla las diferencias entre la energía efectivamente producida y la que fue contratada, contabilizada por la Cámara Comercializadora de Energía Eléctrica - CCEE

EnergíaGenerada G1

EnergíaGenerada G2

EnergíaGenerada G3

EnergíaGenerada G4

EnergíaGenerada GN

EnergíaAdicional

ENER

GÍA

GA

RA

NTI

ZAD

A Adicional GN

Adicional G3

Adicional G2

ENERGÍA COMERCIALIZADAEN EL MERCADO DE CORTO PLAZO

Generador 1

Generador 2

Generador 3

Generador 4

Generador N

Energía Liquidada al valor de PLD

EnergíaPrevista en Contratos

EnergíaVerificada

Debido a mayordemanda del mercado

(eventual)

CONDICIONESHIDROLÓGICAS

PRECIOCOMBUSTIBLE

COSTODÉFICIT

DEMANDA DEENERGÍA DEL

SISTEMA

ENTRADADE NUEVOSPROYECTOS

DISPON. DE EQUIPOSDE GENERACION Y

TRANSMISION

MODELOS MATEMÁTICOS(NEWAVE - DECOMP)

COSTO MARGINALPOR PERIODO, SUB-SISTEMA

Y NIVEL DE CARGA

PLDPOR RESOLUCIÓNDE LA CCEESEMANALMENTE

PRECIO DE LIQUIDACIÓN DE DIFERENCIASTarifa con que se liquida la energía en el mercado de corto plazo.

Precio de Liquidación de Diferencias - PLDPromedios mensuales - Submercado SE/CO

0102030405060708090

100110120130140150160170180190200210220230240250260270280290300

ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08

Dias

(U

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