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Dentro de seis años, se cumple el plazo previsto para la revisión del Anexo C del Tratado de Itaipú, que define las bases financieras, la prestación de servicios y las condiciones de suministro de electricidad de la hidroeléctrica. Ese año, la deuda de la entidad binacional debe ser cero, explicó el ingeniero Ramón Montanía en una conferencia dictada el pasado jueves en la ciudad de Coronel Oviedo a estudiantes de la carrera de Ingeniería en Electricidad de la Facultad de Ciencias y Tecnologías (FCyT) de la Universidad Nacional de Caaguazú (UNCA).
El ingreso anual estimado de Itaipú por venta de energía para el 2017 es US$ 3.291 millones, de los cuales, la amortización de la deuda es US$ 2.066 millones, lo que representa actualmente el 63% del egreso anual de Itaipú. La tarifa mensual de la potencia disponible de Itaipú es de US$ 22,60 kW mes (44,8 US$/MWh). “Si la deuda de Itaipú es cero en el 2023, la tarifa mensual de la potencia disponible, a partir del 2023, estaría en torno a los US$ 9 kW-mes, es decir 60% menos que la tarifa actual”, enfatizó el especialista.
También se refirió al crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica en el Paraguay que está en torno al 8%. “Si se mantiene este crecimiento, la ANDE en el 2023 tendrá una demanda máxima de 4.800 MW. Esta demanda máxima requerirá retirar de Itaipú 3.700 MW, con lo que el Paraguay tendrá una potencia excedente en Itaipú de 2.400 MW (40% de la potencia total disponible para contratación). Recién en el 2030 el Paraguay estaría consumiendo la totalidad de la potencia que le corresponde en Itaipú”, indicó el Ing. Montanía.
En consecuencia, Paraguay tendrá dos opciones en Itaipú. La primera sería contratar toda la potencia disponible, (6.067,5 MW). Negociar con el Brasil mantener la tarifa mensual de potencia disponible lo más baja posible, es decir US$ 9 kW-mes para luego revenderla a precio de mercado.
Según su cálculo, la contratación de toda potencia disponible en el 2023 costará: 6.067.500 kW x 12 meses x US$ 9 = US$ 655.290.000. La segunda opción sería seguir cediendo al Brasil la energía excedente a costa de recibir compensaciones. En ese caso, una salida sería mantener la tarifa mensual de contratación vigente de US$ 22,60 MW mes, con lo que asegura unos US$ 1.000 millones/año.