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Energía · Cargas electrointensivas · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 4 de 7 · Octubre de 2026
En enero, dos decretos fijaron por quince años un régimen especial de unos US$ 30 por megavatio-hora para las llamadas industrias convergentes: manufactura avanzada, centros de datos e inteligencia artificial. En abril fueron modificados y en junio, derogados. Sin referirse a ninguna controversia en curso, que corresponde a las partes, la secuencia deja una lección: un precio que el Poder Ejecutivo puede fijar y derogar por sí solo no produce compromiso, ni para el Estado ni para el inversor.
La discusión de fondo sigue abierta. Los contratos del segmento intensivo, 943,8 MW, vencen el 31 de diciembre de 2027, y las referencias de precio en circulación van de los US$ 30 de los decretos derogados a los US$ 56 propuestos por la Unión de Ingenieros de la ANDE. En la columna «Ni regalo ni ganancia», del 23 de setiembre, estimamos en unos US$ 45 por megavatio-hora, en barra de Itaipú, el costo económico nacional de una carga firme nueva. Ese número depende, sin embargo, de un dato que no se publica: cuánto consume esa carga en la hora de punta.
Por qué importa la punta
Desde 2027, si prevalece la lectura más favorable al Brasil sobre la obligación de contratar potencia «acorde a todas sus necesidades», la potencia que la ANDE pague en Itaipú quedará determinada por su demanda máxima, la punta. Una carga que consume en la punta obliga a contratar más potencia, que se paga al CUSE, la tarifa de Itaipú: hoy, US$ 19,28 por kilovatio-mes. Una carga que se detiene en esas horas no: usa energía asociada a potencia que la ANDE ya paga para cubrir su punta y que, de otro modo, se cedería al Brasil a unos US$ 14 por megavatio-hora.
Por eso la pregunta correcta no es cuál es el factor de carga de una industria, es decir, cuán parejo es su consumo a lo largo del año, sino cuánto demanda en la hora de punta del sistema. La referencia de US$ 44,33 que la ANDE usa para el segmento intensivo cubre el costo nacional de la energía de Itaipú puesta en 220 kV, con reserva y pérdidas pero sin la red, solo si la demanda de ese segmento en la punta no supera su demanda media. Para una carga que está a plena potencia en la punta, cubre el costo en barra de Itaipú solo si su factor de carga supera el 87,4 %, y el costo con reserva y pérdidas, prácticamente nunca. La coincidencia real de esa carga con la punta no se publica, y es el dato que decide.
Una tarifa en dos partes
La consecuencia práctica es cobrar la potencia por potencia y la energía por energía, como las paga el país. Con el CUSE vigente, una tarifa coherente con el costo nacional tendría un cargo de potencia de US$ 23,60 por kilovatio-mes, aplicado a la demanda del cliente en las horas de punta del sistema, y un cargo de energía de US$ 17,36 por megavatio-hora. Los dos cargos incluyen, entre ambos, la reserva, las pérdidas de transmisión, la red y los gastos comerciales, que el costo de US$ 45 no contaba. Para una carga cuya demanda en la punta es su media, la tarifa equivale a US$ 49,69 por megavatio-hora; para una a plena potencia en la punta con un factor de carga de 85 %, a 55,39. Una carga que se interrumpe en la punta, y también en los años secos, tendría como piso solo el cargo de energía, más la red que cause, mientras sobre energía asociada a potencia ya pagada; por encima de ese piso, el precio lo fijaría la subasta.
Gráfico. Tarifa en dos partes, potencia y energía, coherente con el costo nacional, expresada por MWh, según el CUSE de Itaipú en 2027 y el tipo de carga
El gráfico muestra también por qué no conviene firmar hoy un precio. Con un CUSE de 12, la misma tarifa daría 38,65 y 42,41: la referencia de 44,33 quedaría holgada y el piso de 56 propuesto por los ingenieros, muy por encima del costo. Con el CUSE vigente, en cambio, 44,33 queda por debajo de la tarifa con red en los dos casos: unos US$ 5,4 para la carga de demanda media en la punta y 11,1 para la plena. Lo que puede y debe fijarse ya es la fórmula que convierte el CUSE de cada año en un precio.
Una fórmula con fecha de cambio
La fórmula tiene que prever, además, un cambio que llegará dentro del plazo de los contratos que se firmen. Mientras al Paraguay le sobre energía de Itaipú para ceder al Brasil, lo que al país le cuesta usarla es la compensación que el Tesoro deja de cobrar. Cuando ese excedente se agote, hacia 2031-2032 en la mediana de las simulaciones, lo reemplaza el costo de reponer esa energía con otra fuente, y la misma tarifa pasa a unos US$ 73,5 a 80,1 por megavatio-hora con el CUSE vigente.
El valor de interrumpir
Si las cargas electrointensivas se desconectaran en las horas de punta, la ANDE necesitaría en 2027 entre unos 380 y 740 MW menos en Itaipú, según cuánto de esa carga coincida hoy con la punta: entre US$ 88 y 171 millones menos al año con el CUSE vigente. Ese ahorro solo es firme si la interrupción alcanza también a los años secos, cuando lo que escasea es la energía.
Lo que una ley debe fijar
Tres cosas, además de la fórmula. La primera es el destino del dinero. De los US$ 45,17 del costo nacional, 31,07 son potencia que paga la ANDE y 14,10, la compensación que el Tesoro deja de cobrar, que hoy financia la alimentación escolar y a los municipios. Si la tarifa cobra el costo completo, la ANDE recauda un componente que antes era del Tesoro, y la ley debe decir adónde va. La segunda son los descuentos: cada dólar por megavatio-hora por debajo del costo, sobre los 943,8 MW del segmento, cuesta unos US$ 7 millones al año, y todo descuento debería otorgarse como apoyo presupuestado, con su costo y sus contrapartidas publicados. La tercera son el cupo, la subasta y las garantías que propusimos en aquella columna, para separar la demanda real de las expresiones de interés, que hoy suman entre 6.000 y 6.300 MW.
Hay tiempo para hacerlo bien. La ANDE ya anunció que esperará al nuevo Anexo C para fijar tarifas, y los contratos vencen a fines de 2027. Si la ley no llegara a tiempo, una prórroga de un año con la fórmula como cláusula transitoria evitaría fijar precios por decreto o negociar contrato por contrato.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna. Este análisis no se pronuncia sobre ninguna controversia en curso entre el Estado y empresas del sector.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.
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Energía · Mercado brasileño · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 3 de 7 · Octubre de 2026
El Entendimiento que el Paraguay y el Brasil firmaron en 2024 permite al Paraguay vender su energía en el mercado libre brasileño «de inmediato», según las normas del Brasil. Además, prevé que en el Anexo C revisado, la parte del Tratado de Itaipú que hoy se renegocia, la energía de Itaipú que el país no consuma «podrá ser vendida libremente». Hasta ahora ese derecho no se usó. La idea suele presentarse como la salida natural: en lugar de ceder el excedente al Brasil a cambio de una compensación de unos US$ 14 por megavatio-hora, venderlo a precio de mercado. Las cuentas dicen algo más modesto: la venta libre es una opción que conviene tener lista, no la solución para la renta de Itaipú.
El precio que hay que superar
Comparar el precio del mercado brasileño con la compensación es un error. Hasta 2026, cuando el Paraguay cede su energía, el Brasil paga, además de la compensación, la potencia asociada, al CUSE: la tarifa de Itaipú por kilovatio de potencia contratada, hoy de US$ 19,28 por mes. Cuando la vende, esa potencia tiene que pagarla el Paraguay. La ganancia de vender no es la diferencia entre el precio de mercado y la compensación, sino la diferencia entre el precio que efectivamente se consiga y la suma de la compensación y el costo de esa potencia.
Si desde 2027 la ANDE contrata la potencia que cubre su punta, su demanda máxima, que es una lectura posible del Entendimiento, buena parte del excedente vendrá asociada a potencia que ya paga, y vender costará poco en potencia adicional. El umbral es por eso relativamente bajo: en 2027, unos US$ 21,7 por megavatio-hora con un CUSE de 12 y 26,3 con el vigente; en 2028, 16,2 y 17,5; y desde 2029, la propia compensación, porque la potencia que exige la punta paraguaya ya supera la mitad de la potencia que contratan en conjunto los dos países.
Las únicas ofertas efectivas que se conocen por energía paraguaya en ese mercado son las de la licitación de la ANDE por 100 MW de Acaray, en setiembre de 2024: siete comercializadoras ofrecieron entre US$ 7,73 por megavatio-hora, a tres años, y 21,03, a seis años. La venta no se concretó. La mejor oferta queda apenas por debajo del umbral de 2027 con un CUSE de 12 y lo supera desde 2028, pero era un contrato en firme a seis años, el tipo de contrato que aquí se desaconseja, por energía de otra central.
Un excedente que se achica
El problema es la cantidad. En el escenario central, el excedente que el Paraguay podría ceder o vender baja de unos 8.600 GWh en 2027 a 4.100 en 2030, a medida que crece el consumo interno. Y depende del agua: con la hidrología de un año seco de uno en diez, el excedente de 2027 caería a unos 1.090 GWh, y la probabilidad de que no haya excedente alguno sube de 2 % en 2027 a 24 % en 2030.
Comprometer en contratos firmes la venta del excedente mediano obligaría, en un año seco, a comprar unos 7.500 GWh en el mercado de corto plazo justo cuando la energía escasea, y es plausible, aunque no está verificado, que esos sean también años de precios altos en el Brasil. Por eso la venta debería hacerse con contratos interrumpibles o de corto plazo, que se pagan menos.
Gráfico. Excedente cedible de Itaipú y precio mínimo para que la venta libre rinda más que la cesión, 2027-2030
La energía que la ANDE paga y no usa
Hay una cuestión mayor, casi ausente del debate. Si la ANDE contrata la potencia que cubre su punta y el nuevo Anexo C reparte la energía en proporción a la potencia contratada, unos 5.600 de los 8.600 GWh del excedente de 2027 serían energía asociada a potencia que la propia ANDE pagó. Cederla a cambio de la compensación actual le transferiría al Brasil, sin pago, el costo de esa potencia: unos US$ 194 millones con el CUSE vigente y 121 con uno de 12.
Esa es la discusión de fondo. Si el nuevo Anexo C reconociera esa potencia, con un reembolso o facturando el CUSE por la energía retirada, el umbral para vender esa energía subiría a unos US$ 49 por megavatio-hora con el CUSE vigente, o a 36 con uno de 12, y la venta libre dejaría de convenir con las ofertas conocidas. El reembolso, la facturación por energía, la prórroga de un régimen como el Acuerdo Operativo y la salida de la carga electrointensiva de la punta resuelven el mismo desajuste y no se suman; si alguna se consigue, la venta libre pierde casi todo su atractivo. El Acuerdo Operativo es el régimen que, hasta 2026, permite a la ANDE retirar más energía de la que corresponde a la potencia que contrata.
Un problema de acceso
Se dice a veces que la energía paraguaya no puede llegar al Brasil porque se genera en otra frecuencia; la mesa de interconexión del 16 de setiembre lo planteó como obstáculo central. Para la de Itaipú, esa barrera ya está resuelta: la energía que hoy se cede, generada a 50 hercios, viaja por el enlace de corriente continua de Furnas, de Foz do Iguaçu a Ibiúna, de unos 6.300 MW, que convierte la frecuencia. Lo que falta definir es el acceso a ese enlace para ventas en el mercado libre, su peaje y el registro de esa energía en el mercado brasileño. Para la energía de Acaray o de la red de la ANDE, en cambio, la barrera de frecuencia sí es física.
Cómo tenerla lista
La venta libre tiene sentido como complemento: licitaciones por tramos, con un precio de reserva igual al umbral de cada año, en contratos interrumpibles o de corto plazo, y con el acceso y el peaje negociados en el mismo paquete del Anexo C. Lo que más vale en esta negociación es otra cosa: que el Brasil pague la potencia que usa y que el Paraguay no ceda sin cobrarla la potencia que paga.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna. Los umbrales y excedentes son medianas de un modelo de 20.000 trayectorias y dependen de supuestos que el estudio detalla; no son pronósticos.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.
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Energía · Renta de Itaipú · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 2 de 7 · Octubre de 2026
Cuando se discute cuánto le deja Itaipú al Paraguay, se suelen sumar las transferencias: royalties, resarcimiento de cargas de administración, utilidades y la compensación por la energía cedida al Brasil. En 2025 sumaron US$ 461,9 millones, un 0,93 % del PIB. Esa cuenta deja afuera lo que el país le paga a la binacional por la energía que consume: en 2025, US$ 605,7 millones netos de la devolución que recibe la ANDE. El saldo de caja del Paraguay con Itaipú fue de US$ −143,8 millones.
¿Significa que Itaipú le cuesta al Paraguay? No. Significa que su valor cambió de lugar.
Del excedente al consumo
Durante cuarenta años el Paraguay cedió al Brasil la mayor parte de su energía, y la compensación por esa cesión era el centro de la discusión. Eso cambió rápido. En 2023 el país cedió 22.425 GWh; en 2025, 10.671,5 GWh, mientras la ANDE retiraba 25.768 GWh. La compensación, que cobra el Tesoro, bajó de US$ 233 millones en 2023 a 165,1 millones en 2025, y en enero-agosto de 2026 sumó 88,75 millones, un 28 % menos que un año antes.
Cuando un país consume la energía que antes cedía, no pierde el valor de esa energía: lo aprovecha. Hoy el valor de Itaipú está, sobre todo, en que el país obtiene su electricidad a un costo mucho menor que el de cualquier alternativa. Esa ganancia no aparece en ninguna transferencia, y por eso el saldo de caja la ignora.
Cuánto vale frente a la alternativa
Para medirla hay que preguntarse cuánto costaría obtener la misma energía de otra fuente. La referencia firme es un ciclo combinado a gas, de unos US$ 85 por megavatio-hora, aunque el Paraguay no tenga gas. Frente a ella, Itaipú le valdría al país en 2027 entre US$ 2.005 y 2.456 millones, según el CUSE que se acuerde en la revisión del Anexo C, la parte del Tratado que fija las reglas financieras de la central. El CUSE es la tarifa que se paga por cada kilovatio de potencia contratada; hoy es de US$ 19,28 por mes. Frente a la solar, más barata pero que por sí sola no cubre la punta, la demanda máxima del sistema, valdría entre 678 y 1.130 millones. La primera cifra es un techo, porque supone que el país consumiría la misma energía aunque tuviera que pagarla a ese precio; la segunda, un piso. Frente a la generación firme, unas cuatro quintas partes del valor son energía barata; frente a la solar, entre un tercio y tres quintos.
El saldo de caja, en cambio, se vuelve más negativo si desde 2027 la ANDE debe contratar la potencia que cubre su punta, una lectura posible del Entendimiento de 2024. Con el CUSE vigente sería de unos US$ −685 millones si la binacional le devuelve, como hoy el pasamanos, lo que recaude por encima del costo de 2024-2026, y de −859 sin esa devolución; con uno de 15, de −570; con uno de 12, de −367, y con uno de 10, de −232. Las dos medidas cuentan la misma historia: pasar de un CUSE de 19,28 a uno de 12 mejora en unos US$ 318 millones tanto el saldo como el valor. Prorrogar un régimen como el Acuerdo Operativo, que el Entendimiento no prevé, daría el mejor resultado en las dos, pero su costo lo pagaría el lado brasileño.
Gráfico. Dos maneras de medir Itaipú para el Paraguay en 2027: saldo de caja con la binacional y valor frente a otra fuente de energía (millones de US$)
Dos cuentas que no cierran
Las dos figuraban en las primeras ediciones de nuestros estudios, que sus segundas ediciones corrigen. La primera es una caída del 70 % de la renta paraguaya si el CUSE bajara a US$ 10: comparaba ingresos sin restar lo que paga la ANDE. Con el pago incluido, un CUSE de 10 mejora el saldo de caja del país en unos US$ 453 millones frente a uno de 19,28. Un CUSE alto tampoco es, por sí mismo, renta: lo que la binacional recauda por encima de su costo se gasta en parte en obras y programas de la margen paraguaya, que el saldo no cuenta. Si ese gasto vale lo que cuesta, para el país la diferencia se achica.
La segunda es una «brecha» de unos US$ 300 millones anuales entre lo que el Brasil paga por la energía cedida y lo que esta valdría en el mercado. Hasta 2026, por cada megavatio-hora cedido, el Brasil paga la compensación y, además, la potencia asociada: con un factor de carga de 85 %, unos US$ 45 en total, más que cualquier oferta efectiva conocida por energía paraguaya en su mercado. La compensación no es el precio de la energía, sino una de sus capas. Desde 2027 puede abrirse otra diferencia: si la ANDE contrata la potencia de su punta y el nuevo Anexo C trata como cesión la energía de esa potencia, el Brasil la recibiría sin pagarla.
La parte que se termina
La compensación sí es un ingreso que se extingue. Por la Ley 7264/2024, el Tesoro la destina en un 80 % al Fondo Nacional de Alimentación Escolar y en un 20 % a los municipios, para infraestructura escolar. En el escenario central de demanda, el excedente cedible, la energía de su mitad que el Paraguay no consume, bajaría de unos 8.600 GWh en 2027 a 4.100 en 2030, y la compensación, de unos US$ 121 a 57 millones. En la mediana de las simulaciones, el excedente se agota en 2031-2032; un año seco puede anularlo antes.
Los royalties, el resarcimiento y las utilidades no dependen de la cesión: los royalties se pagan por energía generada y sumarían unos US$ 272 millones en 2027. Lo transitorio es la compensación, y el presupuesto debería tratarla como tal: no financiar con ella gasto permanente y buscar desde ya una fuente sustituta para la alimentación escolar.
Lo que se negocia
El Paraguay no está perdiendo la renta de Itaipú: la está consumiendo. Lo que se discute en el Anexo C es cuánto pagará por esa energía, con qué regla y quién decide qué hacer con lo que la binacional recaude por encima de su costo. Medir Itaipú solo por lo que entra al Tesoro puede llevar a una posición equivocada: celebrar un CUSE alto como si fuera un ingreso del país, cuando es un pago de los usuarios de la ANDE y del lado brasileño cuyo destino decide la binacional. Con la vara correcta, un buen acuerdo es el que abarata la energía que consume el país.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna. Las cifras de 2027 son medianas de un modelo de 20.000 trayectorias y dependen de supuestos que el estudio detalla; no son pronósticos.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.
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Energía · Itaipú y Anexo C · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 1 de 7 · Octubre de 2026
La revisión del Anexo C, la parte del Tratado de Itaipú que fija cómo se reparte el valor económico de la central, suele resumirse en un número: el costo unitario del servicio de electricidad, el CUSE, la tarifa que se paga por cada kilovatio de potencia contratada. Desde 2024 es de US$ 19,28 por kilovatio-mes y, según el Entendimiento que firmaron los dos países ese año, desde 2027 debe reflejar «únicamente el costo estricto de operación». Pero el 31 de diciembre no vence solo esa tarifa. Ese día termina también el Acuerdo Operativo de 2007, la regla que permite a la ANDE retirar de Itaipú más energía de la que corresponde a la potencia que contrata. Para la factura de la ANDE, ese segundo vencimiento pesa tanto como el primero.
Más energía que potencia
La ANDE no le compra megavatios-hora a Itaipú: contrata potencia y la paga por kilovatio, la use o no. En 2026 contrató 2.865 MW, por los que paga US$ 663,3 millones, 575,3 netos de la parte que Itaipú le devuelve, el llamado pasamanos. Pero retira en promedio unos 3.301 MW, el 115 % de lo contratado, y en enero su demanda máxima llegó a 5.752 MW. Lo que hace posible esa diferencia es el Acuerdo Operativo.
Desde el 1 de enero de 2027, el Paraguay debe contratar potencia «acorde a todas sus necesidades». El Entendimiento no precisa qué significa. Una lectura posible, la más favorable al Brasil, es que la potencia contratada cubra la punta, esa demanda máxima. En ese caso, descontados Yacyretá y Acaray y con una reserva de 5 %, la ANDE necesitaría unos 5.630 MW en 2027: el doble que hoy. Si contratara solo la potencia que corresponde a la energía que retira, unos 4.780 MW. Si se prorrogara el régimen de 2026, bastarían unos 3.130 MW.
Cuánto cuesta cada lectura
Con la potencia que cubre la punta, la factura de potencia de la ANDE pasaría de US$ 663,3 millones en 2026 a unos 1.302 millones con el CUSE vigente, 1.013 con uno de 15, 810 con uno de 12 y 675 con uno de 10. Contratando solo por energía, con el CUSE vigente, serían unos 1.105 millones. Con una prórroga del régimen de 2026, unos 725 millones brutos y 629 netos del pasamanos.
Dos conclusiones se siguen. La primera: con la potencia que cubre la punta, solo un CUSE cercano a 10 mantiene la factura en el nivel de 2026, porque cada dólar de CUSE pasa a costarle a la ANDE unos US$ 67,5 millones al año, el doble que hoy. La segunda: la regla de contratación vale tanto como la tarifa. Facturar el CUSE por la energía retirada, y no por la potencia de punta, vale unos US$ 194 millones en 2027 con el CUSE vigente, en la mediana de las simulaciones. Prorrogar un régimen como el Acuerdo Operativo, que el Entendimiento no prevé, valdría más, pero su costo lo pagaría el lado brasileño. Son maneras distintas de resolver el mismo desajuste entre la punta y la energía, y no se suman: conviene asegurar al menos una, sin presentarlas como acumulables.
Gráfico. Factura anual de potencia de la ANDE en Itaipú en 2026 y en 2027, según el CUSE y la regla de contratación (millones de US$)
El presupuesto no lo dice
El proyecto de Presupuesto 2027 prevé para la ANDE ₲ 6,17 billones en compras de energía: entre US$ 820 y 920 millones, según el tipo de cambio que se use, porque el proyecto no dice cuál supone. Descontados Yacyretá y los cargos de Itaipú distintos del CUSE, quedan entre US$ 612 y 818 millones para la potencia. Ese monto paga la potencia que cubre la punta solo si el CUSE no supera un valor de entre US$ 9,1 y 12,1, según el caso. Con 19,28, alcanza únicamente para una prórroga del régimen de 2026: sin contar el pasamanos, solo con el tipo de cambio que el Ministerio de Economía y Finanzas proyectó para 2026 y sin otros cargos. O el presupuesto supone uno de esos dos desenlaces, o subestima la compra.
Quién paga la diferencia
Frente a lo que la ANDE paga en 2026, el cambio de régimen con el CUSE vigente equivale a unos US$ 24,6 por megavatio-hora facturado: la mitad de la tarifa media de 2024, que fue de US$ 49,19. Si la binacional devolviera a la ANDE, como hace hoy el pasamanos, lo que recaude por encima del costo de 2024-2026, serían 18,3; con un CUSE de 12, 6,6. Con la potencia que cubre la punta y sin devolución, cada mes de 2027 en que se facture un CUSE de 19,28 en lugar de uno de 12 le costaría a la ANDE unos US$ 41 millones.
Para el país, las dos partes de ese aumento no pesan igual. La que proviene de un CUSE por encima del costo estricto vuelve en buena parte: financia gastos de la margen paraguaya de la binacional, aunque cambia quién los paga y quién decide en qué se gastan. La que proviene del fin del Acuerdo Operativo, en cambio, no vuelve: lo que la ANDE pague de más por potencia, el lado brasileño lo pagará de menos. Y alguien tiene que absorber la diferencia desde el 1 de enero: los usuarios, con un ajuste tarifario; el Tesoro, con un aporte; o la propia ANDE, con deuda. Como la ANDE anunció que no fijará nuevas tarifas antes del nuevo Anexo C, esa decisión no puede esperar al acuerdo.
Lo que se puede hacer sin el Brasil
El acuerdo sobre el Anexo C se espera para noviembre, pasadas las elecciones brasileñas. Entretanto, hay una palanca que no depende de la mesa de negociación: la punta. Mientras la potencia necesaria la determine la demanda máxima, cada 100 MW que salen de la punta ahorran unos US$ 23 millones al año con el CUSE vigente. Si las cargas electrointensivas se interrumpieran en las horas de punta, el ahorro de 2027 llegaría hasta US$ 171 millones, o unos 88 si hoy solo la mitad de esa carga coincide con la punta, antes de lo que haya que reconocerles por interrumpirse. Y solo sería firme si la interrupción alcanzara también a los años secos, cuando lo que escasea es la energía.
Lo que vence el 31 de diciembre es también la regla que, desde 2007, le permitió a la ANDE retirar más energía de la que corresponde a la potencia que contrata. Presupuestar la compra de 2027 con escenarios explícitos de potencia, CUSE y tipo de cambio, y decidir quién absorbe la diferencia, son tareas de este trimestre, no del próximo Anexo C.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de las segundas ediciones de «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú» (octubre de 2026), revisadas en tres rondas de auditoría adversarial interna. Las proyecciones son medianas de un modelo de 20.000 trayectorias y dependen de supuestos que los estudios detallan; no son pronósticos.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.