Itacurubí  Pindo-í
1. INVERSIÓN, COSTOS Y TARIFA
Inversión total u$s 2.861 millones u$s 2.936 millones
Costo por Kw Instalado  u$s 990
Tarifa por ventas de energía u$s 30 / Mwh en la central
Costo de transmisión u$s 5 / Mwh (distancia 1.000 km)
Costo de O & M 1,0% de la inversión total / año
2. PARÁMETROS FINANCIEROS
Plazo de concesión 30 años
Capital en acciones 30% de la inversión (u$s 800×106)
Capital de trabajo 6 meses de gastos operativos
Tasa de inflación 2,5% anual
Tasa de descuento 10%-12% anual
Condiciones de financiamiento: Período de gracia: 5 años
Bancos Comerciales Tasa: 10,25% anual. Plazo: 7 años
Agencias Internacionales Tasa: 7,25% anual. Plazo: 15 años
Proveedores Tasa: 6,75% anual. Plazo: 10 años
3. INDICADORES DE RENTABILIDAD   
Tasa interna de retorno 15,00% 14,00%
Rendimiento s/capital en acciones 22,00%
Índice de cobertura de deudas 1,4
Costo unitario de producción
10%
12%
20 u$s/Mwh
23 u$s/Mwh
21 u$s/Mwh
25 u$s/Mwh

Costos y presupuestos:

Si bien la determinación final de los presupuestos de las alternativas analizadas está sujeta a los resultados de las investigaciones geológicas, los datos disponibles permiten anticipar que el costo total de la obra será de u$s 2.860 millones para Itacurubí, con equipamiento bulbo, en tanto que para las variantes con turbinas Kaplan, en este sitio y en Pindo-í, alcanzará un orden cercano a los u$s 3.000 millones y u$s 2.950 millones respectivamente.

Estos montos incluyen el costo de la totalidad de las obras principales y complementarias, los costos de las obras preparatorias y la movilización del constructor, el equipamiento eléctrico y mecánico de la central y los gastos de ingeniería y administración. También se ha computado dentro de los valores indicados, los costos de los programas de relocalizaciones y de preservación del medio ambiente. Dado el nivel de prefactibilidad del estudio, se incluyó un margen de contingencias del 20% sobre la totalidad de los conceptos mencionados en Itacurubí y del 15% en Pindo-í para las construcciones civiles y de 5% en todos los casos para el equipamiento eléctrico y mecánico.

Tomando en consideración que la obra habrá de abastecer distintos mercados, en lugar de estimar el costo de las líneas de transmisión, se optó por adicionar al costo unitario de generación un cargo fijo de u$s 0.005/KWh por este concepto.

Los gastos de operación y mantenimiento de la central y del programa de gestión ambiental fueron estimados como el 1,0 % de los costos de capital y u$s 4 millones anuales respectivamente.

Evaluación económica:

Para la evaluación del proyecto en términos económicos se partió de un análisis de los mercados eléctricos de la Argentina y del Brasil.

En el caso de la Argentina se aprecia una adecuada cobertura del crecimiento esperado de la demanda en la medida que se concreten las inversiones previstas y se mantenga la disponibilidad de gas a bajo precio. En este contexto, la energía generada por el proyecto podría ser requerida a fines de la primera década del 2.000 como fecha temprana.

En Brasil, con un mercado mucho mayor que el argentino, donde la generación producida por la futura obra tiene una menor significación relativa, existe un déficit de oferta que se intensificará en los próximos años. Los datos disponibles acerca del crecimiento de la demanda eléctrica brasileña, indican que a partir del año 2000 será necesario incorporar anualmente a la oferta el equivalente a la generación total de la obra.

Por lo tanto, el horizonte de mercado para la energía es la exportación y en un mayor plazo el abastecimiento local.

Si bien desde esta óptica podrían haberse utilizado los parámetros de precios brasileños, se ha preferido optar por una posición conservadora tomando como caso base una tarifa de u$s 0.030/KWh en bornes de la estación transformadora de la central, que se alinea con las proyecciones realizadas para la Argentina.

Para la evaluación económica del proyecto se utilizó una metodología convencional determinando el valor presente del flujo de ingresos por venta de energía a la tarifa indicada y el de las inversiones. También se procedió a calcular la Tasa Interna de Retorno (TIR) de las alternativas.

Utilizando una tasa del 10 % anual, el costo unitario de generación resulta de aproximadamente u$s 0,020 / KWh para las distintas alternativas, en tanto que ronda los u$s 0,025/kWh si la tasa es del 12%.

Sin perjuicio de que con el avance del estudio se completará el análisis de las tres alternativas, se decidió trabajar en primera instancia sobre la de Itacurubí-bulbo y sobre Pindo-í (Kaplan), tomando en consideración las diferencias a su favor en materia de presupuesto y costos.

En el siguiente cuadro se presentan los costos de inversión y la generación de estas variantes, discriminados anualmente durante el periodo de construcción como porcentajes del total.

            Cronograma de Inversiones y Generación: Itacurubí-bulbo          
Concepto/año    1   2   3   4   5   6   7   8
Inversión (% del Total)  5 20 20 25 20 8 2
Generación (% del Total)  4 22 76 100 100
            Cronograma de Inversiones y Generación: Pindo-í Kaplan        
Concepto/año    1   2   3   4   5   6   7   8
Inversión (% del Total)  5 15 20 23 15 10 10  2
Generación (% del Total) 10 40 80 100

Los resultados alcanzados, que se encuentran sujetos a revisión por ajustes en el proyecto de ingeniería, ubican la Tasa Interna de Retorno en el orden del 15% para Itacurubí y en el 14% para Pindo-í.

Análisis financiero:

La evaluación del proyecto en términos financieros, se desarrolló desde la posición del concesionario analizando su capacidad para generar retornos sobre el capital en acciones, atendiendo adecuadamente a la cancelación del financiamiento requerido durante la construcción.

A este efecto, se elaboraron los flujos de caja correspondientes al período de concesión tomando como base el cronograma de inversiones e ingresos bajo una serie de supuestos que se enumeran a continuación.

  • Plazo de concesión: 30 años
  • Plazo de construcción: 6 años Itacurubí y 7 años Pindo-í
  • Inicio de generación comercial: 4 y 5 años respectivamente
  • Aporte de capital: 30 % de la inversión total
  • Capital de trabajo: 6 meses de gastos operativos
  • Operación y mantenimiento: 1,0% de la inversión total
  • Transmisión: 0,005 u$s/Kwh.
  • Condiciones de financiamiento: Para los préstamos de Bancos Comerciales y Agencias Internacionales se utilizaron tasas de interés del 10,25 % y 7,25% anual y un plazo de amortización de 7 y 15 años respectivamente. Para el financiamiento de proveedores se consideró una tasa del 6.75% y un plazo de 10 años. En los tres casos se adoptó un período de gracia de 5 años en coincidencia con el inicio de la generación comercial. Se incluyeron también los cargos correspondientes por los gastos y comisiones de otorgamiento de los préstamos.

A partir de estos datos, los cálculos realizados con carácter preliminar indican que el retorno sobre el capital accionario del titular de la concesión será del 23% a lo largo del período de concesión.

Por su parte, la razón de cobertura de los servicios de la deuda se ubica en el rango 1,5 constituye un indicador satisfactorio acerca de la capacidad de pago de los préstamos.

Conclusión:

Los resultados obtenidos en la evaluación económica y en el análisis financiero demuestran la viabilidad del proyecto y su atractivo para motivar las decisiones de inversión del sector privado.

En efecto, los elevados indicadores de rentabilidad económica y la presencia del Brasil como mercado de colocación de la energía, contribuyen a justificar el gran volumen de la inversión a realizar y el prolongado período de “maduración” de la misma.

En relación con esto último merecen destacarse las ventajas comparativas del proyecto con respecto a otras obras hidroeléctricas. Ofrece características excepcionales por el bajo costo de inversión por KW instalado (u$s 990) y por la notable reducción en el período de construcción que permiten el empleo del equipamiento bulbo y las técnicas “fast-track”.