La renegociación del Anexo C de Itaipú es una oportunidad estratégica para que nuestro país deje el esquema de cesiones obligatorias y avance hacia un modelo liberalizado, orientado a mercados, que atraiga inversión privada, maximice el valor de la energía y potencie el desarrollo económico.
En nuestra primera entrega del pasado domingo, habíamos analizado el contexto técnico, económico e histórico de la renegociación del Anexo C del Tratado de Itaipú, un proceso clave que definirá la estrategia energética del Paraguay para las próximas décadas.
Explicamos que, pese a la cancelación total de la deuda de la binacional en 2023 y a su muy bajo costo nivelado de generación, el esquema vigente mantiene una tarifa transitoria y un modelo de cesión de excedentes a Brasil que limita la captura de mayores márgenes para el país.
También detallamos la magnitud de Itaipú —14.000 MW instalados y una generación anual cercana a 73 TWh—, la restricción estructural de la demanda interna paraguaya por falta de infraestructura de transmisión y el mecanismo actual de compensación por cesión, que, si bien no implica una pérdida directa significativa, sí condiciona el potencial de ingresos futuros en un escenario de mercados liberalizados.
Hemos planteado también que la renegociación del Anexo C no debe limitarse a discutir tarifas, sino a redefinir reglas de mercado, precios y derechos de disposición de la energía, considerando riesgos como la volatilidad del mercado spot, la ventana temporal de excedentes y la necesidad de decisiones realistas y oportunas.
Con estos antecedentes, mi visión para el Anexo C consiste en reformularlo para liberalizar el sector, priorizando mecanismos de mercado sobre intervenciones estatales. En lugar de un fondo soberano gubernamental, propongo un esquema de incentivos fiscales y desregulación que atraiga inversión extranjera directa (IED) privada, destinando el 20-30% de cualquier diferencial de precios capturado (por encima del margen actual de 12 USD/MWh) a un fondo de coinversión público-privado (PPP), donde el Estado actúe solo como facilitador, ofreciendo exenciones tributarias (por ejemplo, 10-15 años de IVA cero en proyectos energéticos) y garantías mínimas para mitigar riesgos, pero dejando la ejecución a empresas privadas competitivas.
Esto fomentaría la eficiencia locativa, reduciendo burocracia y maximizando retornos vía competencia. Entre los proyectos técnicos prioritarios bajo esta visión se encuentran los parques solares utility-scale, con irradiación global horizontal (GHI) de 5-6 kWh/m²/día en regiones como el Chaco, licitando concesiones privadas para 1-2 GW en cinco años, utilizando tecnologías bifaciales con trackers de doble eje (eficiencia ~25-30% superior) para lograr LCOE <15-20 USD/MWh; empresas como Enel o Iberdrola podrían invertir, integrando storage con baterías Li-ion (capacidad 4-6 horas) para mitigar intermitencia, complementando la hidráulica vulnerable (sequías redujeron generación 20% en 2024-2025), con modelos de simulación en software como PVsyst que proyectan un factor de capacidad >25%, atrayendo IED vía subastas reversas.
Otro proyecto clave es el hidrógeno verde (H2V), liberalizando la producción mediante electrólisis PEM (eficiencia 60-70%, 50-60 kWh/kg H2) usando excedentes de Itaipú a <10 USD/MWh, alcanzando costos ~1-2 USD/kg competitivos para exportación bajo el EU Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), invitando joint ventures privadas (por ejemplo, con Siemens o Plug Power) para plantas de 100-200 kt/año H2, desarrollando cadenas de valor downstream como amoníaco verde (NH3 vía Haber-Bosch modificado) o e-fuels, diversificando exportaciones con proyecciones DCF que indican TIR >12-15% para inversores, asumiendo un margen realista sobre costos base ajustados post-2026.
Finalmente, las interconexiones regionales, desregulando el mercado para exportaciones vía líneas HVDC (High Voltage Direct Current, pérdidas ~3%/1.000 km) de 500-800 kV conectando al SADI argentino o Mercosur, licitando PPP para infraestructura que permita ventas spot a 50-80 USD/MWh en plataformas como el MEM, reconociendo que la ventana de excedentes es corta (5-7 años) y requiere inversiones rápidas para evitar costos prohibitivos, con simulaciones en PSS/E o DIgSILENT que confirman estabilidad del SIN, atrayendo capital privado para data centers y electrificación industrial, siempre que se mitiguen riesgos de volatilidad spot con contratos a largo plazo.
Económicamente, una tarifa post-2026 con componente de mercado (15 USD/kW-mes base + premium variable) podría capturar USD 500-1.000 millones adicionales anuales netos, considerando recuperación de márgenes y costos de transmisión. DCF proyecta un valor presente neto (VPN) de USD 40-80 mil millones en 50 años, impulsando PIB per cápita vía IED (3-5% crecimiento anual proyectado por modelos neoclásicos, ajustados por realismo en ventas). Ambientalmente, alinea con mercados de carbono, reduciendo emisiones sin subsidios estatales. Los desafíos incluyen la priorización brasileña de costos bajos para su industria.
Liberalizar Anexo C para pasar de cesiones obligatorias a mercados libres, atrayendo privados y fomentando innovación será un catalizador de prosperidad individual y eficiencia económica, ya que el futuro es de mercados abiertos.
César Addario Soljancic (*): Economista, analista de La Tribuna y asesor económico del presidente de El Salvador, Nayib Bukele.