• POR VÍCTOR CANO PIRIS
• Periodista
• victor.cano@gruponacion.com.py

El estratega energé­tico y físico para­guayo, ex secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), el profesor Victorio Oxilia, actualmente miem­bro de la Comisión Asesora Ad Honorem de la Canci­llería, en esta edición nos comenta sobre la inversión hecha para la construcción de la hidroeléctrica, el pago total de la deuda que aconte­cerá en el 2022 y nos explica cómo se calcula el Costo Uni­tario del Servicio de Electri­cidad (CUSE). Plantea una cuestión clave: ¿Qué hare­mos con US$ 1.000 millones más cada año?

Oxilia arranca su exposición con una pregunta: ¿cuánto costó la central binacional? “Las inversiones superaron los US$ 12.000 millones (que originalmente se previeron). Sin embargo, la hidroeléctrica terminará costando US$ 65 mil millones hasta el 2022”, sostuvo.

¿De dónde vino este dinero?, se preguntó el profesor. Explicó que el capital apor­tado por los socios (Ande-Ele­trobrás) fue mínimo (solo los US$ 100 millones); los más de US$ 12.000 millones la entidad los obtuvo a través de préstamos, ya que el tra­tado concedió la potestad de contratarlos. Ahora bien, “¿quién prestó la mayor parte de esa plata?: Brasil y dentro del Brasil el principal acree­dor es Eletrobrás”.

“La deuda trepó a más de US$ 20 mil millones a mediados de 1990. Y se está pagando en virtud de acuerdos fir­mados en 1997. Ese año se organizaron los pagos de la deuda y también se valida­ron todos los montos. Esto es importante resaltar: aquí se garantizó una enorme transferencia de dinero a los acreedores, principalmente a la Eletrobrás. ¡Itaipú se convirtió en un gran nego­cio para los financiadores!”, aseveró Oxilia.

En este sentido, explicó que “los acreedores reciben más de US$ 2.000 millones por año; este es el principal com­ponente del CUSE”. “Se invir­tieron cerca de US$ 13 mil millones y al final vamos a ter­minar pagando cerca de US$ 65 mil millones hasta el 2022”. Aclaró que alrededor del 90% de ese dinero lo va a terminar pagando el pueblo brasileño. “Los paraguayos vamos a pagar poco de esa deuda, pero sí la estamos pagando”, sostuvo el especialista en planificación energética.

El profesor aclaró de qué manera se pagan los más de US$ 60.000 millones. “Supon­gamos que Itaipú declare que posee una potencia disponible para contratación de 12.600 MW (total real 14.000 MW). Los que contratan aquí son la Eletrobrás y la Ande. La Ande contrata unos 1.500 MW (es un ejemplo) y Eletrobrás 10.500 MW, como promedio anual. Aquí lo que se está contratando es potencia. Ocurre que Itaipú con 12.000 MW de capacidad produce energía garantizada de unos 73.000 GWh por año, esta es la energía que se utiliza para realizar cálculos de tarifa de contrato”, explicó Oxilia.

“¿Qué significa esa energía garantizada? Significa que en el caso en que se dé una situa­ción de sequía, se garantiza una determinada cantidad de energía”, subrayó. Asimismo, dijo que el cálculo de tarifa de contratación se realiza sobre los 12.000 MW de potencia y se considera que se puede pro­ducir una cantidad determi­nada de energía, que es la ener­gía garantizada (los 73.000 GWh/año). Con ese valor de tarifa se cubren las obligacio­nes mencionadas en el CUSE, puntualizó.

En el CUSE se definen los ingresos de Itaipú por contra­tos. “El CUSE incluye el pago de royalties para Paraguay y Brasil por el uso del potencial hidroeléctrico (18%), pago de utilidades y resarcimientos para Ande y Eletrobrás (2%), los gastos de producción de energía (que considera también los programas sociales) –20%– y el pago de los préstamos y car­gas financieras (capital+inte­reses) –60%–”, explicó Oxilia.

“El 60% de todo el dinero que ingresa a Itaipú es para el pago de la deuda, va a Eletrobrás, es decir, retorna al Brasil. Son más o menos unos US$ 2.000 millo­nes/año. Las ganancias por ese préstamo fueron elevadas para ser un préstamo de desarrollo y para una empresa muy confia­ble como es Itaipú, con bajísimo riesgo de cesación de pagos”, sentenció.

Oxilia explica que para el año 2022 se va a dejar de pagar el “mayor” componente del costo de la energía, en los términos definidos en el actual Anexo C. “Se va a dejar de pagar el 60% del costo actual. Solo se paga­ría el 40% restante”, señaló. Si el Anexo C continúa tal como está –si no se cambia nada y no se revisan los gastos de explota­ción o producción–, esta ener­gía que hoy en el 2019 está valiendo en el orden de US$ 43 MWh, bajaría automáti­camente a alrededor de US$ 17 por MWh. “Es una energía muy pero muy barata conside­rando la calidad y seguridad de la energía de Itaipú”, aseveró.

En esta línea, Oxilia compara que en el mundo se produce energía eléctrica con combus­tibles fósiles o en otras grandes hidroeléctricas, a un mínimo de US$ 40 o 50 MWh, y un poco más caro con las llama­das fuentes alternativas de energía (solar, eólica, etc.); y puede llegar a costar cerca de US$ 100. Estos precios están muy por encima de los US$ 17 MWh que llegaría a costar la energía paraguaya tras saldar su deuda, puntualizó.

“Itaipú, en el 2023, va a tener una energía muy barata y lim­pia. Esta es energía que vale oro, por ser limpia y segura, es como una Ferrari. Pero para eso hay que mantener a la cen­tral en excelentes condiciones técnicas. Hay que realizar las inversiones, hay que llevar a cabo la actualización tecnoló­gica”, sostuvo el especialista.

El profesor Oxilia enfatiza que en el 2023 vamos a dejar de amortizar la deuda, lo que va a disminuir el costo de la ener­gía. “La primera cosa a deter­minar será el valor que se le va a pagar a la entidad tras el pago total de la deuda. En el mejor de los casos serán unos US$ 15 o 16 por MW (potencia)”. Enfa­tiza que se deberán incluir los cálculos de actualización tec­nológica y la preservación del potencial hidráulico.

Por otro lado, Oxilia plantea que se podría aumentar la uti­lidad para la Ande. “Tenemos como una opción elevar la cuota de utilidad y resarcimiento de la Ande. ¿Sería correcto que dotemos de financiamiento a la Ande? ¡Claro!”. Plantea que sea creado un Fondo de Inver­sión para el Sector Energético, destinado a la distribución de energía eléctrica”. No a salarios ni gastos corrientes, enfatizó.

Otro planteamiento propuesto sería que los beneficios sean transferidos a los consumido­res finales (postura de ciertos sectores brasileños), es decir una reducción sustancial en la tarifa de la energía eléctrica para los usuarios paraguayos. Lo que por consiguiente daría al Paraguay una ventaja com­petitiva en venta de energía para la industrialización en territorio nacional. Un bajo costo sumamente atractivo para las empresas.

1) Los valores de royalties y resarcimientos son variables, dependen de la energía efectivamente generada, que históricamente ha sido mayor a la energía garantizada.

2) Los porcentajes de distribución y los valores son promedios de los últimos 10 años.

3) *La deuda terminará de pagarse según cronograma de amortización para el 2022.