Con las negociaciones del Anexo C del Tratado de Itaipú aún abiertas tras la reanudación en diciembre del 2025, nuestro país se encuentra en un momento pivotal para redefinir su estrategia energética.
El Anexo C, que regula las bases financieras y la prestación de servicios eléctricos de la binacional Itaipú —con una capacidad instalada de 14.000 MW distribuidos en 20 turbinas Francis de 700 MW cada una—, mantiene su vigencia temporal con la tarifa de 19,28 USD/kW-mes fijada para el 2024-2026. Sin embargo, el borrador del nuevo anexo está listo, aunque estancado por el clima preelectoral en Brasil, según fuentes oficiales.
Esta incertidumbre no debe dilatarse; la renegociación debe priorizar la liberalización del mercado energético, eliminando subsidios implícitos y permitiendo precios determinados por la oferta y demanda, para atraer inversión privada y fomentar el crecimiento económico eficiente.
Recordemos el contexto técnico e histórico. Itaipú generó 72,9 TWh en el 2025, un incremento del 8,6% respecto a los 67,1 TWh del 2024, impactado por sequías que redujeron el caudal del Paraná (flujo medio anual histórico ~11.000 m³/s, versus ~6.000-6.500 m³/s en períodos recientes de baja hidrológica).
Paraguay, con derecho al 50% de la producción (36-45 TWh/año), consume ~25-30 TWh/año debido a una demanda interna limitada por infraestructura de transmisión (red de 500 kV con capacidad ~3.000 MW). El excedente se cede a Brasil a una compensación de 12 USD/MWh, que representa un margen de rentabilidad para Paraguay sobre el costo de la energía garantizada de Itaipú, estimado en alrededor de 37 USD/MWh.
De esta forma, el precio efectivo que Brasil paga por esa porción cedida es de aproximadamente 49 USD/MWh (37 USD/MWh a Itaipú más 12 USD/MWh de compensación a Paraguay). Esto se alinea con los costos marginales en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) brasileño, que oscilan entre 40-70 USD/MWh según el Operador Nacional do Sistema (ONS), influenciados por la intermitencia de renovables (eólica y solar representan ~20% del mix brasileño).
Sin embargo, al considerar costos de transmisión en el sistema brasileño, este precio podría elevarse a 55-60 USD/MWh al llegar al centro de gravedad del sistema, lo que reduce su competitividad en un mercado spot volátil.
Un hito destacable fue la cancelación exitosa de la deuda de construcción en el 2023, impulsada por el acuerdo de 1997 bajo la presidencia de Juan Carlos Wasmosy. Este arreglo, negociado con el presidente brasileño Fernando Henrique Cardoso, incorporó ajustes por inflación (IPC brasileño y paraguayo) y distorsiones cambiarias, estableciendo un equilibrio económico-financiero que amortizó pasivos acumulados (USD 20.000 millones originales) sin intervenciones estatales distorsionantes.
Gracias a esto, Paraguay recibe actualmente ingresos significativos por royalties (~250-300 millones), compensación por cesión y utilidades de capital, junto con inversiones sociales. En el 2025, las transferencias por royalties y compensación por cesión fueron USD 462 millones (247 millones en royalties y 165 millones en cesión), inferiores a los USD 549 millones del 2024, reflejando variabilidad hidrológica. Técnicamente, el costo nivelado de energía (LCOE) de Itaipú es bajo: 5-10 USD/MWh, gracias a su eficiencia hidráulica (rendimiento >95% en turbinas) y amortización completa.
No obstante, la cesión actual, aunque no representa una pérdida implícita masiva como se podría asumir, limita el potencial de Paraguay para capturar márgenes mayores en un mercado liberalizado. Modelos de valoración por flujo de caja descontado (DCF) con tasa de descuento del 7-8% (basada en bonos soberanos paraguayos) estiman que, al transitar a ventas directas, Paraguay podría optimizar su margen (actualmente ~25-30% sobre el costo base de 37 USD/MWh), pero solo si se resuelven desafíos como la volatilidad de los mercados spot —donde no se puede "almacenar" energía para ventas oportunistas— y la necesidad de colocar volúmenes estables todo el año.
La asimetría actual representa una oportunidad para eliminar la cesión obligatoria y transitar a precios de mercado, permitiendo que adquiramos nuestra porción de Itaipú al costo base y la revenda a través de contratos bilaterales o spot. Sin embargo, esto requiere realismo: pos-2026, con la tarifa potencialmente reducida a ~15 USD/kW-mes (un valor razonable que Brasil podría aceptar), el costo de energía podría bajar a 20-23 USD/MWh, lo que facilitaría ventas competitivas, pero deberíamos recuperar el margen de compensación perdido (12 USD/MWh) para mantener ingresos netos. Además, opciones como exportar al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino enfrentan barreras: no hay líneas de transmisión adecuadas para exportación (la existente entre Yacyretá y Asunción se usa para importaciones), y construir nuevas implicaría costos altos y demoras de años, con una ventana de excedentes limitada hasta el 2030-2032, tras lo cual la demanda interna absorbería más producción o se requerirían nuevas fuentes a costos mayores.
(Próxima nota: Reformular el Anexo C)
(*) Economista, analista de La Tribuna y asesor económico del presidente de El Salvador, Nayib Bukele.