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La prensa brasileña reporta que la aplicación del CUSE resultó en una tarifa unitaria de Itaipú es de US$ 11,71. Sin embargo, hay discrepancias significativas entre los países socios. Paraguay busca establecer la tarifa en US$ 22.60, el nivel sostenido hasta el 2021, mientras que Brasil propone mantenerla en US$ 16,71, correspondiente a la tarifa de 2023,
El canciller nacional sugirió la existencia de un acuerdo para mantener la tarifa en US$ 22,60. En los hechos, este “acuerdo” en realidad se refería a un cronograma de pagos de la deuda proyectada que asumía una tarifa “pronosticada” de US$ 22,60, basándose en el funcionamiento de 18 turbinas –aunque Itaipú cuenta con 20–. Dicho cronograma se ajustaba a lo dispuesto en el Anexo C del Tratado de Itaipú, el cual estipula que las bases cálculo de la tarifa deben ser revisadas a los 50 años de su entrada en vigor, momento que también coincide con la finalización del pago de la deuda y la completa depreciación de la usina.
La Itaipú estableció un cronograma de pagos de la deuda asumiendo, en los últimos años, un valor de tarifa fija de US$ 22,60, buscando garantizar la previsibilidad financiera. Sin embargo, este cronograma no anticipó adecuadamente la influencia de factores externos, como las fluctuaciones en las tasas de cambio del Guaraní/Dólar y del Real/Dólar, que podrían afectar los gastos operativos y por ende la tarifa. Mantener la tarifa fija, incluso después de realizar pagos significativos de la deuda, va en contra de la lógica económica que sugiere que las tarifas deberían bajar a medida que disminuyen los costos. En teoría, la amortización de la deuda debió haber sido una oportunidad para reducir la tarifa.
La decisión de Itaipú de no ajustar la tarifa de US$ 22,60, aún cuando sus obligaciones financieras disminuyeron, plantea interrogantes sobre cómo se establecen las tarifas. La incorporación de los gastos sociales, en 2003, se diseñó como contrapeso un mecanismo para aumentar los gastos operativos, evitando el pago anticipado de la deuda y garantizando que el cronograma de pagos continuara hasta 2023. Esta medida tenía como objetivo mantener una tarifa de “status quo”, subrayando un compromiso con la estabilidad tarifaria por encima de los ajustes económicos esperados.
Un ejemplo ilustrativo de esta política ocurrió bajo la administración de Carlos Mateo en el 2009, cuando Itaipú adelantó el pago de la última cuota de su deuda. Este movimiento estratégico tuvo como fin evitar cualquier ajuste en la tarifa fijada de US$ 22,60, asegurando así el cumplimiento del cronograma de pagos previsto. De manera similar, en 2012, las fluctuaciones en el tipo de cambio propusieron elevar la tarifa a US$ 24,30. Aunque el Directorio Ejecutivo estuvo inicialmente de acuerdo (1) [RDE 875/2011 que aprobó el Memorando I/CECUSE/001/2011, de 20.10.11,], el Consejo de la Binacional rechazó esta modificación, temiendo un incremento en el costo de la electricidad para los consumidores brasileños y considerando la asignación de fondos brasileños al FOCEM para la construcción de la línea de 500 Kv. Finalmente, la tarifa se mantuvo en US$ 22,60, basándose en la operatividad de 18 turbinas, demostrando una vez más el compromiso con la estabilidad de la tarifa y el cronograma de amortización de la deuda, a pesar de las recomendaciones técnicas.
Ante la ausencia de planes concretos de viabilizar la represa de Corpus, Itaipú decidió aumentar su producción utilizando la capacidad total de las 20 turbinas, en un 80% del tiempo. A mayor producción de energía, mayor porcentaje de energía cedida al Brasil de parte del Paraguay, sin que tuviera un impacto directo en la tarifa establecida.
Del análisis de los hechos indica que Brasil buscaba mantener el “status quo” hasta los 50 años en que: 1) ) no habría deuda, 2) habría que revisar el Anexo C; 3) auditoría de la deuda y a estos factores se agrega un 4). la construcción de la represa de Corpus no se realizó, por lo tanto no es necesario limitarse a la producción de 18 turbinas si se tiene 20.
Las negociaciones actuales según los medios de prensa brasileños
La metodología del CUSE de Itaipú, que establece la tarifa basándose en el uso de 18 turbinas, no captura fielmente cómo opera la usina, ya que en realidad se utilizan 20 turbinas el 80% del tiempo. Esta diferencia apunta a una distribución de energía desigual entre los socios, conforme al Acuerdo de 2007, en el que la energía generada se asignó a Brasil, dejando a Paraguay con preferencia sobre la energía excedente. Teóricamente, el aumento de producción debería haber resultado en la reducción de la tarifa, aprovechando la economía de escala, que sugiere que, a mayor producción, el costo por unidad disminuye.
El intento de Paraguay de volver a la tarifa de US$ 22,60, usada en el tiempo de la amortización de la deuda, sugiere un aumento de los gastos operativos de Itaipú para imitar los costos de aquel período. Sin embargo, esta propuesta ignora que esos gastos ya no son pertinentes, resultando en que la tarifa de US$ 11,71 sea la más coherente con las condiciones operativas actuales.
La decisión de mantener la estructura de distribución de energía “garantizada” a Brasil y “no garantizada” a Paraguay, sin ajustar la tarifa a pesar del uso del 80% de las 20 turbinas, revela la presencia de compromisos políticos. Itaipú tenía la opción de reducir los gastos sociales o políticos, utilizados para mantener la tarifa de US$ 22,60. Aunque esta medida era técnicamente factible, se consideraba políticamente inviable, lo que demuestra que Itaipú se adhiere a los criterios técnicos solo cuando estos no implicasen cambios en el cronograma de pagos de la deuda.
La situación entre Brasil y Paraguay respecto a la tarifa de Itaipú refleja un punto de inflexión en las negociaciones, debatiéndose como se deben calcular estas tarifas y qué fundamentos operativos deben considerarse.
Brasil, insatisfecho con el arreglo actual, sugiere una revisión de la tarifa que capture con mayor precisión los costos reales de producción, alineándose con la fórmula costo = tarifa. Este cambio apunta a una clara intención de Brasil de apartase del Acuerdo operativo de 2007, proponiendo un ajuste en la fórmula tarifaria que considere efectivamente la capacidad de producción de Itaipú. Esto implica que Brasil quiere considerar el 80% del rendimiento de las 20 turbinas como el criterio estándar para fijar la tarifa, moviéndose hacia un cálculo que refleje con mayor fidelidad la energía que Itaipú puede generar realmente.
Además Paraguay, limitado en su capacidad para vender energía directamente al mercado brasileño, propone mantener la tarifa máxima de US$ 22,60, usada cuando se pagaba la deuda y calculada con 18 turbinas en funcionamiento. Esta postura resalta la búsqueda de Paraguay de maximizar ingresos, mientras que Brasil busca una reformulación de las bases de cálculo de la tarifa para que coincida mejor con la forma en que Itaipú realmente opera y produce energía.
Las actuales negociaciones sobre la tarifa de Itaipú se complican por las discrepancias históricas en cómo se han calculado estas tarifas. En el corazón del debate se encuentra la fórmula costo = tarifa, dividida por la cantidad de energía generada como dicta el Tratado de Itaipú. Sin embargo, mantener la tarifa en US$ 22,60, añadiendo gastos sociales y basándose sólo en 18 turbinas, contradice esta ecuación.
Por otro lado, la intención de Paraguay de volver a la tarifa a US$ 22,60, usada cuando se pagaba la deuda, no parece viable sin que se incurra en gastos de explotación similares a los pagos de la deuda de esos años, que eran de alrededor de US$ 2 millones.
Las decisiones de incluir los gastos sociales y usar 18 turbinas para mantener la tarifa en US$ 22,60 ahora se constituyen en la piedra en el zapato de las negociaciones actuales. Ajustar estos factores para reflejar la producción real y eliminar los gastos sociales, debería, lógicamente, reducir la tarifa, posiblemente e incluso a menos de US$ 11,71.
Según el análisis de los medios de prensa, Brasil sugiere usar una fórmula que fijaría la tarifa en US$ 11,71, calculada con 18 turbinas. Pero, si se recalcula esta tarifa usando el 80% de 20 turbinas, el valor se reduciría a alrededor de US$ 9. Además, al excluir los gastos sociales, la tarifa podría disminuir hasta US$ 7, como sugieren algunos especialistas brasileños. La brecha entre US$ 11,71 y US$ 7 muestra los gastos adicionales por decisiones políticas. Aclaro que esta es una interpretación basada en la información disponible, es especulativa ante la falta de datos precisos de Itaipú y sirve más que nada para explorar posibles intenciones detrás de las cifras presentadas (2).
La intención paraguaya
La propuesta paraguaya de aumentar la tarifa a US$ 22,60 conlleva el aumento en los costos para las empresas distribuidoras en Brasil, afectando el precio que pagan los consumidores brasileños por la electricidad. Esto va en contra de los objetivos del gobierno brasileño de reducir los costos de la electricidad para su población. Además, basar el aumento de la tarifa en motivaciones políticas no parece una solución sostenible a largo plazo, especialmente cuando se considera que la usina ya está totalmente depreciada, y su costo unitario debería rondar los US$ 15.
Recientemente, la forma de determinar la tarifa se ha desviado de la obligatoria ecuación costo = tarifa a una que añade un margen sobre el costo. Si consideramos que la tarifa de US$ 11,71 resulta de sumar los gastos de explotación y los gastos sociales, entonces, la propuesta de Paraguay de fijar la tarifa en US$ 22,60 sugeriría un margen de beneficio de casi 50% sobre este valor. Esto también implicaría añadir hasta US$ 2.000.000 en gastos políticos o sociales, dando a Paraguay la flexibilidad de usar sus ingresos adicionales con discrecionalidad. Quizás este sea el fin que el presidente Santiago Peña mencionó en sus discursos: convertir a Itaipú en un catalizador del desarrollo regional. Sin embargo, surge una duda importante: ¿se utilizarán estos fondos de manera discrecional por parte de Itaipú o se los destinarán al presupuesto público?
Claramente, esta opción no beneficia a Brasil, que busca minimizar el costo de la energía que compra para cumplir con su compromiso de reducir las facturas eléctricas, contener la inflación y aumentar la competitividad de sus empresas. En este escenario, la idea de disponer de “fondos políticos” no tiene el mismo atractivo que en Paraguay, donde estos fondos podrían, hipotéticamente, compensar recientes aumentos salariales dentro del presupuesto nacional.
Finalmente, para el Paraguay fijar la tarifa en US$ 22,60 conlleva elevar el costo de la energía que compra la ANDE, lo cual, a su vez, afectará el precio al consumidor paraguayo. Esto sucede en un momento crítico en el que, debido al cambio climático, el uso de aire acondicionado se ha hecho esencial y hay un llamado a reducir las facturas de electricidad, especialmente, considerando la abundante energía disponible. Este escenario podría presionar la economía paraguaya, salvo, por supuesto, que el gobierno apruebe un subsidio.
Realista
El desafío radica en fijar una tarifa justa y realista, como parte de un proceso más amplio de reivindicaciones legítimas y postergadas.
2007
El Acuerdo de 2007, en el que la energía generada se asignó a Brasil, dejando a Paraguay, con preferencia, sobre la energía excedente
(*) Exdirectora financiera de Itaipú
(1) RCA 875/2011, que aprobó el Memorando del CECUSE001/2011, de 20.10.11.
(2) Edvaldo Santana: O embramation em Itaipu, https://valor.globo.com/opiniao/coluna/o-embromation-em-itaipu.ghtml Acceso 29.01.2024.