Energía · Segunda edición revisada

Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú

Observatorio Económico · FCCAE-UC · 2.ª edición, octubre de 2026 · Revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna · Resumen ejecutivo del estudio

El problema. El 28 de febrero de 2023 Itaipú pagó la última cuota de su deuda de construcción y, desde el 13 de agosto de ese año, corresponde revisar el Anexo C del Tratado, que fija cómo se reparte el valor económico de la central. Al 2 de octubre de 2026 no hay acuerdo. El 31 de diciembre de 2026 vencen a la vez el CUSE de US$ 19,28/kW-mes y el Acuerdo Operativo de 2007, que permite a la ANDE retirar más energía que la asociada a su potencia contratada, y desde el 1 de enero de 2027 el Paraguay debe contratar potencia «acorde a todas sus necesidades». Mientras tanto, la demanda eléctrica creció 12,5 % en 2025 y 18,3 % en el primer semestre de 2026, y el excedente que el país cede al Brasil cayó de 22.425 GWh en 2023 a 10.671,5 GWh en 2025.

Hallazgos

1. El valor de Itaipú para el Paraguay es, sobre todo, energía barata. En 2025 el saldo de caja del país con la binacional fue de US$ −143,8 millones: recibió 461,9 y la ANDE pagó 605,7, neto del pasamanos. No significa que Itaipú tenga valor negativo: frente a una generación firme alternativa (un ciclo combinado, US$ 85/MWh), Itaipú vale para el Paraguay en 2027 entre unos US$ 2.005 y 2.456 millones con un nuevo Anexo C, según el CUSE, y entre 2.500 y 2.677 millones en el contrafáctico del Acuerdo Operativo; frente a una solar no firme (US$ 43/MWh), entre 678 y 1.130 millones con un nuevo Anexo C.

2. No existe una «brecha» de US$ 300 millones en la cesión, ni un costo que «se triplica». Quien recibe la energía cedida paga, además de la compensación, el CUSE de la potencia asociada: con un factor de carga del 85 %, el Brasil paga unos US$ 45/MWh todo incluido. Mientras haya excedente, un MWh de carga firme nueva le cuesta al país US$ 45,17 al CUSE vigente (33,44 con 12); agotado el excedente, hacia 2031-2032, unos 67,8-74,1.

3. El fin del Acuerdo Operativo pesa tanto como el nivel del CUSE. Si la ANDE debe cubrir su punta —una lectura posible de la obligación de 2027—, requeriría unos 5.630 MW en 2027, el doble que en 2026, y su factura de potencia pasaría de US$ 663,3 millones a unos 1.302 con el CUSE vigente y 810 con uno de 12. Frente al pago neto de 2026, el cambio equivale a unos US$ 24,6 por MWh facturado con el CUSE vigente (18,3 si la binacional devuelve lo que recaude por encima de su costo), cerca de la mitad de la tarifa media de 2024, y a 6,6 con un CUSE de 12.

4. Bajar el CUSE mejora el saldo del país; la «caída del 70 % de la renta» no existe. El saldo de caja de 2027 con Itaipú pasa de US$ −685 millones con un CUSE de 19,28 a −367 con 12 y −232 con 10, frente a −188 en el contrafáctico del Acuerdo Operativo, que le costaría al Brasil unos 575 millones.

5. Desde 2027 la ANDE pagaría potencia para su punta que su energía no usa. Unos 5.561 de los 8.556 GWh del excedente cedible de 2027 corresponderían a potencia que la propia ANDE paga; cederlos a la compensación le transferiría al Brasil unos US$ 194 millones con el CUSE vigente. Las cuatro maneras de resolverlo no se suman: prorrogar un régimen tipo Acuerdo Operativo (575 millones en 2027), facturar el CUSE por energía (194), obtener un reembolso de esa potencia (194) o sacar de la punta la carga electrointensiva (hasta 171), la única que no depende del Brasil.

6. Vender libremente en el Brasil conviene solo por encima de un umbral y con contratos interrumpibles. La venta rinde más que la cesión si el precio realizable supera US$ 21,7/MWh con un CUSE de 12 en 2027 y unos 14-18 desde 2028. En un año seco el excedente de 2027 cae a unos 1.090 GWh. La energía ya llega al Brasil por el enlace de corriente continua de Furnas: la barrera es de acceso y peaje.

7. El excedente cedible se agota en 2031-2032 en la mediana. En el escenario central pasa de 8.556 GWh en 2027 a 4.079 en 2030, y la compensación al Tesoro, de unos US$ 121 a 57 millones. El primer año con déficit de la oferta nacional tiene mediana en 2032, con una probabilidad de 31 % hasta 2030; si la carga electrointensiva fuera interrumpible en los años secos, la probabilidad de no abastecer la demanda ordinaria sería de 3,7 %. La compensación, que se destina en un 80 % al Fondo Nacional de Alimentación Escolar (FONAE), es un ingreso transitorio.

8. La econometría sostiene menos de lo que afirmaba la primera edición. La elasticidad ingreso de largo plazo es 1,62 (intervalo de confianza del 95 %: 1,16 a 2,08), pero la relación de nivel solo se sostiene al 10 %. En 2025 la demanda superó en unos 6.324 GWh (intervalo de predicción del 95 %: 3.916 a 8.505) su tendencia de 2000-2021, y el ingreso explica entre el 47 y el 57 % del crecimiento de 2021-2025, no el 66 %. La generación de Itaipú de 2019-2025 fue un 15,3 % menor que la de 1992-2018, con evidencia moderada de un descenso permanente.

9. La tarifa electrointensiva debe cobrar la potencia por la demanda en la punta. La referencia de US$ 44,33/MWh del segmento intensivo cubre el costo nacional con reserva y pérdidas, sin la red (44,08), si la demanda del segmento en la punta no supera su media, como supone el modelo; para una carga a plena potencia en la punta, cubre el costo en barra (45,17) solo con un factor de carga superior al 87,4 %, y el costo con reserva y pérdidas, prácticamente nunca. Una tarifa binómica coherente tendría, al CUSE vigente, un cargo de potencia de US$ 23,60/kW-mes sobre la demanda en la punta y uno de energía de 17,36/MWh, el costo de un producto interrumpible en la punta sin la red.

10. La ventaja industrial es real pero acotada. El factor de planta de la hidroelectricidad firme abarata el hidrógeno, pero el nitrato de amonio cálcico de Villeta costaría US$ 449-571 por tonelada sin otros insumos, frente a 230-330 en los mercados internacionales: depende de la paridad de importación y de una prima verde. En un centro de datos, pasar de US$ 44 a 30/MWh reduce en un 10 % los costos que dependen del lugar.

Recomendaciones

R1. Negociar un paquete, no una tarifa. Nivel del CUSE, base de facturación —potencia o energía—, régimen que reemplace al Acuerdo Operativo, energía de potencia pagada y no usada y compensación, sabiendo que las vías que resuelven el desajuste entre punta y energía no se suman.

R2. Preparar el 1 de enero de 2027 sin acuerdo. Cada mes en que se facture un CUSE de 19,28 en lugar de uno de 12 le cuesta a la ANDE unos US$ 41 millones; hay que publicar cuánta potencia se contratará y decidir quién absorbe el aumento.

R3. Reducir la punta que se cubre en Itaipú. Contratar la interrupción de las cargas electrointensivas en la punta y en los años secos, llevar Yacyretá al tope del Acta y declarar su aporte y el de Acaray en la punta: cada 100 MW menos ahorran unos US$ 23 millones al año con el CUSE vigente.

R4. Fijar por ley una fórmula, no un precio, para las cargas electrointensivas. Cargo de potencia sobre la demanda en la punta, cargo de energía ligado al mayor entre el valor del excedente y el costo de reposición, producto interrumpible, cupo, subasta, garantías y descuentos presupuestados; ningún contrato largo a precio plano antes de conocer el CUSE de 2027.

R5. Usar la venta libre solo cuando supere el umbral, en contratos interrumpibles o de corto plazo.

R6. Separar la renta permanente de la transitoria. La compensación no debe financiar gasto permanente, y el FONAE necesita ya una fuente sustituta.