Itaipú: renegociación podría generar USD 1.000 millones adicionales al año

La represa Itaipú Binacional tiene previsto pagar este martes la última cuota de la deuda contraída para su construcción y funcionamiento, poniéndole fin a un compromiso financiero de casi 50 años.

Se trata de un monto de USD 115 millones, que forma parte del millonario préstamo de Paraguay y Brasil para la hidroeléctrica. Esto permitirá que ambos países obtengan un legado patrimonial en igualdad de derechos y condiciones, según informó la binacional.

Así, a un costo total de más de USD 60.000 millones quedará saldada la totalidad de la deuda que, entre paréntesis, fue objeto de discusiones a lo largo de las últimas décadas. Incluso, la Contraloría General de la República (CGR), puso en entredicho el manejo del pasivo financiero en su momento.

A partir de entonces arrancará la renegociación por la energía generada, que según el equipo de profesores investigadores de la Politécnica, de la Universidad Nacional de Asunción (UNA) podría redituar en unos USD 1.000 millones adicionales a los USD 320 millones que hoy percibe el socio paraguayo de la mayor generadora de energía limpia del mundo. A este equipo se lo denomina GISE.

El equipo técnico de investigación estuvo liderado en su momento por quien hoy es consejero de la binacional, el doctor en ingeniería eléctrica, Gerardo Blanco, quien fue sucedido por el Ing. Daniel Rios Festner. Otros expertos de renombre, como la PhD Cecilia Llamosas, rubrican el documento.

Tarifación

En Itaipú se utiliza el método de cálculo llamado “por el pasivo” también conocido como tarifación a costo de pasivo.

Con la adopción de este sistema, la represa vende la energía a un precio que produce suficientes ingresos para hacer frente a todos sus compromisos, esto incluye: los montos necesarios para el pago de las utilidades de capital, de las cargas financieras de los préstamos recibidos, de la amortización de los préstamos recibidos, del pago de los “royalties”, del resarcimiento de las cargas de administración y supervisión, así como de lo necesario para cubrir los gastos de explotación y el monto del saldo de la cuenta de explotación del ejercicio anterior.

A la suma de estas necesidades financieras se le dio el nombre de “costo de servicio de electricidad”. Asimismo se define como costo unitario del servicio de electricidad (CUSE) al cociente entre dicho costo anual del servicio de electricidad y la potencia contratada por las entidades compradoras.

Si las tarifas se mantienen en el nivel actual luego de la revisión del Anexo C, el monto destinado actualmente al pago de las deudas (amortización y cargas financieras), 2.000 millones de dólares anuales, se podría destinar a otro componente del CUSE, como, por ejemplo, royalties, de manera a que se distribuyan entre los Estados parte. Bajo este escenario, la mitad de este valor podría llegar a corresponder a Paraguay, lo que equivale a alrededor de 1.000 millones de dólares anuales, adicionales a lo que el país ya recibe de Itaipú.

Eletrobras paga al Estado paraguayo una compensación por cesión de energía cuyo valor ronda los 10 USD/MWh.

Imagen ilustrativa

¿Cuáles son los escenarios?

El Grupo de Investigación en Sistema Energéticos (GISE), desarrolló  una metodología para la valoración de la energía eléctrica paraguaya de Itaipú en el mercado brasileño, considerando múltiples atributos.

La estimación de dicho valor de largo plazo fue de 106,73 USD/MWh. El caso de estudio considera como referencia varias alternativas de centrales eléctricas operativas en el mercado eléctrico brasileño, que han sido estudiadas bajo múltiples criterios de evaluación de carácter técnico y ambiental, tales como: impacto ambiental, factor de planta, potencia instalada, flexibilidad operativa y confiabilidad.

“Podríamos entonces en este punto afirmar, a partir del modelo desarrollado, que la energía de Itaipú Binacional en el mercado brasileño oscilaría entre los 90 y 120 USD/Mwh”, reza el documento.

Esto permitiría incluso incrementar la renta hidraúlica paraguaya, en el escenario donde la tarifa de Itaipú baja, con la estrategia de comercialización directa del superávit paraguayo de electricidad en el mercado eléctrico brasilero.

Así, bajo el escenario del descenso de la tarifa de Itaipú, estos valores de comercialización de la energía eléctrica potencialmente permitirían a Paraguay capturar niveles incluso mayores de renta hidroeléctrica; no obstante, con mayor nivel de riesgo.

Para capturar esta oportunidad, el país debe ser capaz de comercializar en el Brasil su superávit de energía eléctrica y mitigar los riesgos que surgen de la participación activa como agente de un mercado eléctrico competitivo.

Vale recordar que el  mercado brasileño tiene dos ambientes. El ambiente libre y el regulado. El ambiente libre es para grandes consumidores y el ambiente regulado es donde actúan los agentes como los pequeños consumidores a través de las distribuidoras.

En el ambiente regulado existen dos modalidades de compra-venta: las subastas a largo plazo o el mercado de corto plazo. Las subastas se realizan para emprendimientos nuevos para entrada en servicio en 3, 5 y 6 años.

También existen subastas para centrales existentes que se realizan con un año de antelación.El Mercado de Corto Plazo es operado y saldado con el Precio de Liquidación de Diferencia PLD, el cual es utilizado para valorar las transacciones de energía resultantes de los saldos entre las cantidades contratadas y las realmente generadas y consumidas.