Sexta revisión del Anexo C del Tratado

El recuento, que podría ser parcial, de revisiones del Anexo C es la siguiente:

Revisión N° 01 – Nota Reversal 03 – 28/01/86, estableció el Factor Multiplicador (FM) y el Factor de Ajuste (FA). Afectan a los royalties, al resarcimiento de las Cargas de Administración y Supervisión y al monto para la compensación de una de las Altas Partes Contratantes.

Revisión N° 02 – Nota Reversal 04 – 28/01/86, que eliminó la compensación de los costos del servicio de electricidad “…la compensación será incluido exclusivamente en la tarifa a ser pagada por la Parte que consuma energía cedida”.

Revisión N° 03 – Nota Reversal 10 – 13/11/2000, que actualizó el valor de los rendimientos del capital.

Revisión N° 04 – Nota Reversal 8 12/2005, cambió de 4 a 5,10 el Factor Multiplicador (FM) de la Compensación por Cesión, gestionada durante el Gobierno de Nicanor Duarte Frutos.

Revisión N° 05 – Nota Reversal 01 09/2009, cambió a 15,30 el Factor Multiplicador (FM) de la Compensación por Cesión, gestionada durante el Gobierno de Fernando Lugo.

La revisión por Nota Reversal del 31/03/2005, de los gastos sociales, el Gobierno de Nicanor Duarte Frutos no lo remitió al Congreso para su ratificación, por lo que quedan dudas acerca de su validez.

¿Pero cuáles podrían ser los principales objetivos paraguayos para la sexta revisión del Anexo C prevista para el 2023?

El conjunto de estrategias factibles paraguayas podrían caer dentro de dos categorías principales. La primera sería utilizando un comercializador único (sistema cerrado, solo ANDE) y la segunda utilizando múltiples comercializadores competitivos (sistema abierto y competitivo).

Conforme estas categorías de estrategias posibles, la agenda relativa al período de contratación, tipos de servicio de la potencia y/o energia (garantizada, adicional a la garantizada, excedentes), moneda utilizada, gastos sociales, acuerdo operativo, precio justo por cesión, su tratamiento tiene sentido solo si Paraguay pretende enfrentar la negociación con el esquema cerrado o comercializador único y con la modalidad compra parcial y cesión.

Con el esquema de múltiples comercializadores o sistema abierto y competitivo estos temas tienen poca o ninguna transcendencia puesto que se contratará el 50% de la potencia disponible, no habiendo más cesión de energía. Solo quedará la negociación de la venta de la fracción no consumida, al precio del mercado eléctrico del Brasil u otro país en caso de no llegar a acuerdos comerciales satisfactorios entre los agentes participantes.

- La disponibilidad del 50% de la potencia: no podría ser considerada como un objetivo de negociación debido a que el Paraguay siempre tuvo el derecho consagrado en el Tratado para comprar a Itaipú su 50% disponible. En Julio del 2009 el ministro brasileño de Relaciones Exteriores, Celso Amorim, afirmaba que “Brasil permitirá que Paraguay comercialice libremente con distribuidores de energía brasileños la parte de la energía de la hidroeléctrica de Itaipú que le corresponde y que no utiliza”. Nuestros gobernantes están en su zona de confort con la cesión en lugar de contratar toda la potencia y hacerse cargo del financiamiento y de los riesgos de su comercialización.

- La venta de energía a terceros países: tampoco podría ser un objetivo apropiado, puesto que esa restricción no esta dentro del alcance del Anexo C sino en el cuerpo del Tratado, que no forma parte de la agenda obligada. De hecho, esa negociación puede ser conducida por ambos Gobiernos en cualquier momento sin necesidad de esperar el 2023. Tenemos antecedentes de cambios al Tratado, como aquel que afectó al parágrafo 3° del Artículo XV del Tratado modificado mediante Nota Reversal 04 del 28/01/86, que eliminó del costo del servicio de electricidad la compensación a una de las Altas Partes Contratantes.

Finalmente, solo quedaría por analizar el tratamiento del costo del servicio de electricidad sin la carga de la pesada deuda. Si priorizamos la economía del ciudadano y de la industria paraguaya y en última instancia el voraz apetito del aparato estatal, la opción más conveniente que surge es que Itaipú venda el servicio eléctrico al mínimo costo posible. El mínimo costo sostendrá nuestro desarrollo industrial y también de paso, los márgenes de los futuros ingresos estatales por venta en el mercado eléctrico brasileño de la energía no consumida. Es una de las propuestas factibles que maximizará los beneficios de los ciudadanos paraguayos.