“Las negociaciones entre Brasil y Paraguay necesitan avanzar con urgencia, ya que las empresas han estado contratando, desde el año pasado, energía que comenzará a operar en 2023, contando con el mantenimiento de las reglas vigentes del contrato, lo que es poco probable que suceda”, añaden
Explican que su país “hoy tiene derecho al 50% de los 14 GW (1 GW = 1000 MW) energía de la planta (en rigor de potencia instalada), además de comprar el 85% de la participación correspondiente a Paraguay (no compra, es beneficiario de una figura del Tratado que se conoce como cesión de Energía y que en lo que va del año, sobre el mix de tarifas de la central binacional, le costó US$ 11,1/MWh. Si, categóricamente, le compró energía eléctrica a la Argentina, por la que en julio último pagó hasta US$ 260/MWh).
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Añaden que el 50% sobre el cual tienen derecho en Itaipú, más la parte que le “cede” el Paraguay, 83,4% como promedio en 36 años; 45,4% en lo transcurrido de 2021) abastece alrededor del 15% de la demanda de las distribuidoras del país y se distribuye a través de cuotas proporcionalmente a cada una”.
Distribuidoras
Explican también que cada distribuidor “tiene una cuota equivalente a un porcentaje de la garantía física de la planta asignada a Brasil. Este porcentaje sigue siendo considerado en las declaraciones de demanda de los distribuidores para después de 2023, aunque no hay garantía de que las condiciones sean las mismas”.
“Con el vencimiento del llamado Anexo C del contrato, que determina las reglas de comercialización de la energía de la planta, se deben producir cambios, como la nueva asignación de energía a través de subastas. Además, Paraguay puede negociar su participación a precios más atractivos para ellos y más altos para los consumidores brasileños” (en rigor, a precios de mercado, no más con el valor de compensación, que en 36 años de producción de la central, como promedio, apenas ronda los US$ 4/MWh.