Limitarse a negociar el Anexo C sería un error, advierte el expresidente de ANDE

- ¿Cuáles son los principales reclamos que debemos hacer al Brasil sobre el Tratado?

-Debemos comprender que las condiciones políticas, sociales y económicas eran muy distintas entonces, cuando se firmó el Acta de Foz de Yguazú el 22 de junio de 1966 y el Tratado el 26 de abril de 1973 y, a pesar de todas las adversidades de la época, imagino que los negociadores tuvieron visión de futuro para el Paraguay. Hoy todas las condiciones han cambiado, y el tiempo transcurrido desde su firma cerraría un capítulo de la historia y nos abre en un par de años la posibilidad de rediscutir y consensuar en un nuevo “Tratado”, nuevas condiciones económicas y geopolíticas para la explotación de la obra binacional.

Para opinar sobre cuáles son los principales reclamos que debemos hacer, primero debemos conocerlo, pues solo podemos cambiar aquello que conocemos. Comprender cuales son los beneficios económicos percibidos hoy en sus diversos conceptos nos permitiría tener una visión más amplia y direccionar nuestros objetivos en la negociación. ¿Cuáles son los principales conceptos percibidos que establecen los documentos?:

Royalties: el Tratado, en su Art. XV, párrafo 4°, establece que el pago de los royalties, de las utilidades del capital y de la compensación (Anexo C), será mantenido constante (no puede ser inferior a US$ 18 millones a razón de la mitad para cada parte contratante) y acompañará las fluctuaciones del dólar de los EE.UU.

La Nota Reversal (NR) 3/86 incorporó factores multiplicadores (FM) para actualizar los royalties, resarcimiento y compensación: 3,5 en 1995 y 1986, 3,58 en 1987, 3,66 en 1988, 3,74 en 1989, r 3,82 en 1990, 3,90 en 1991, y 4 en 1992, que se mantiene constante desde entonces. Además adoptó un Factor de Ajuste (FA) que acompaña el valor adquisitivo del dólar.

La NR 1/74, sobre royalties, resarcimiento y compensación, que además de actualizarse según lo previsto en el Art. XV del Tratado, deben tener relación con: los ajustes reales de costo que ocurrieron en las obras de la hidroeléctrica de Itaipú, y el costo de la electricidad a ser producida en Itaipú. Estos dos últimos conceptos deben ser revisados y actualizados, y deben cuantificarse desde 1973 hasta hoy. La actualización de estos dos conceptos (que devendría de la NR 1/74), más la actualización de las bases financieras, que devendría de la actualización de la NR 3/86, ajustando un nuevo Factor Multiplicador (FM) -que se mantiene constante en 4 desde 1992, afectará a la fórmula actual de cálculo y nos indicaría cuánto a más podríamos percibir en concepto de Royalties.

Royalties=650 USD/Gwhx Gwh generados x FM (4) x FA (base 1986)= 5.750 US$/Gwh.

Resarcimiento de las cargas de administración y supervisión: Los montos percibidos también están afectados por las NR 1/74 y 3/86 según lo referido más arriba. Cabe lo dicho del ítem anterior.

La actualización de los dos conceptos anteriores, más la actualización del FM que se mantiene constante en 4 desde 1992, afectaría a la fórmula actual de cálculo y nos indicaría cuánto más podríamos percibir en concepto de Resarcimiento.

Resarcimiento = 50 US$/GWh x Gwh generados x FM (4) x FA (base 1986) = 442 US$/GWh.

Compensación por Energía cedida: la compensación a una de las Altas Partes Contratantes por la energía cedida no forma parte del costo del servicio de electricidad.

Lo percibido en concepto de compensación también está afectado por las N.R. 1/74 y 3/86. Sin embargo, el 8/12/2005, mediante notas entre las cancillerías de ambos países, deciden, luego de 19 años, reajustar el FM para el cálculo de la compensación a 5,1, desde el 2006. El 11/05/2011, el Congreso del Brasil aprueba un nuevo FM pasando a 15,3, vigente desde el 14 de mayo de 2011

Caben los mismos comentarios de los ítems anteriores de la NR 1/74 y, con respecto a la NR 3/86, afirmamos que sus ajustes se dieron en el marco de acuerdos políticos y no en base a actualizaciones de las bases financieras. Por tanto cabria analizar la actualización dispuesta por la NR 1/74, referente deben a: los ajustes reales de costo que ocurrieron en las obras de la hidroeléctrica Itaipú, y el costo de la energía a ser producida en Itaipú;

Estos dos últimos conceptos deben revisarse y actualizarse, debiendo cuantificarse desde año 1973 hasta la fecha. Hoy día se calcula como:

Compensación = 300 US$/GWh x GWh generados x FM (15,3) x FA (base 1986)= 10.120 US$/GWh.

En la tabla abajo se ilustran los conceptos de royalties, resarcimiento y compensación, percibidos hasta la fecha (por razones de espacio prescindimos de la tabla por su extensión, rescatamos empero los montos finales que recibió el país entre 1989 y 2020): royalties, US$ 6.011.723.627. compensación por cesión de energía, US$ 4.586.197.702. Resarcimiento (ANDE) US$ 468.118.668 y Utilidad (ANDE), US$ 509.831.369.

Utilidad del Capital: La actualización de las utilidades del capital, establecida en el Art. 6 del Anexo A, mediante NR 10/2000, las Altas Partes consensuaron la aplicación de la misma fórmula de ajuste de la NR 3/86, pero con la variante que los índices considerados son con relación al índice medio del año 1975.

Podrían analizarse mejoras en el rendimiento de las utilidades del capital actualizado. Los puntos arriba citados hacen solo hacen referencia al Anexo C, que deben ser comprendidos para convertirse en el punto de partida, pues como señalamos, no podemos cambiar aquello que no conocemos.

Desde este punto cabe replantear todo, es un nuevo escenario político, social y económico que estamos viviendo, pero debemos tener la visión de lo queremos para direccionar nuestros objetivos.

- ¿Paraguay debe limitarse a pedir la revisión del Anexo C?

- Ciertamente no. Arriba hemos visto que modificar el Anexo C significaría abordar cuestiones meramente económicas, significaría tan solo establecer nuevas bases financieras y volver a modificar la NR 3/86, lo cual implicaría afirmar que las condiciones políticas, sociales y económicas del pasado se mantienen vigentes, y sabemos que no esa así. Dichas condiciones cambiaron, así como cambiaron las condiciones técnicas de entonces.

Antes todos los consumidores eran cautivos, hoy nuestros dos socios, copropietarios de las binacionales tienen en sus países consumidores libres, que pueden negociar precios de compra de energía dinámicamente. La economía paraguaya mejoró sustancialmente, el escenario político es otro y mucho más favorable; pero debemos mirar 50 años por delante, para atender y asegurar las condiciones técnicas de abastecimiento de electricidad del Paraguay.

Limitarse a revisar el Anexo C sería un error, pero para renegociar el Tratado debemos tener la vista en el futuro, esa visión que guíe nuestros objetivos y nos permita allanar el camino que nos conduzca al Paraguay que queremos.

Tal vez no tengamos suficientes datos para inferir nuestras necesidades de 50 años por delante, pero sí contamos con estudios técnicos al 2040, que nos muestran nuestros requerimientos de energía eléctrica. Es muy necesario tener una visión futura del sector eléctrico paraguayo, no sólo desde su prospectiva de crecimiento de la demanda y de la expansión de sus fuentes de generación y sí principalmente del modelo del sector eléctrico, pues será en él que tendrán vigencia y efectos las modificaciones del Anexo C y/o de las nuevas condiciones del Tratado.

Observamos la evolución de la demanda y de la disponibilidad de potencia, con los correspondientes aumentos de potencia de los futuros emprendimientos binacionales, en los distintos escenarios de proyección de la demanda.

Se verifica que, sin la incorporación de nuevos proyectos (ampliación de Itaipú, Corpus o Itatí-Itacorá), la demanda alcanzaría a las disponibilidades actuales en el año 2031 en el escenario tendencial, para el año 2034 en el escenario optimista y para el 2037 en el escenario intermedio.

Esta es una realidad que debe ser considerada con responsabilidad y que atento a los plazos que conllevarían esas obras. De no tomarse medidas urgentes, pasaremos de ser el mayor exportador de energía a importarla en un futuro próximo para satisfacer nuestros requerimientos de energía eléctrica. Los plazos de construcción de los emprendimientos binacionales son, como mínimo, 15 años.

Si creciéramos acompañando el escenario con mayor crecimiento, la ANDE no tendría la capacidad de acompañar con la infraestructura de obras requeridas, ni capacidad de ejecución de acuerdo a sus históricos de ejecución presupuestaria, necesariamente se buscará un nuevo modelo capaz de acompañar el crecimiento de la demanda requerida.

Sin la incorporación de los nuevos proyectos (ampliación de Itaipú, Corpus o Itatí-Itacorá), en años de afluencia históricamente “normales”, se tendría disponibilidad suficiente en los escenarios optimista e intermedio hasta el año 2040. En el escenario tendencial se requerirá necesariamente la incorporación de Corpus desde el 2036.

En el gráfico en el que se realiza un análisis similar pero con la variantes a considerar como los valores de disponibilidad de energía garantizada, se observa que, sin la incorporación de nuevos proyectos (ampliación de Itaipú, Corpus o Itatí-Itacorá), los requerimientos de energía alcanzarían a las disponibilidades garantizadas actuales para el 2033 en el escenario tendencial, para los años 2036/37 en el escenario optimista y para el 2039/40 en el escenario intermedio. (Lamentablemente el espacio no nos permitió incluir todos los gráficos remitidos por el Ing. Villordo).

El escenario futuro del sector eléctrico paraguayo debe adecuarse para hacer frente a los requerimientos futuros de la demanda de potencia y energía.

Para atender la demanda futura hay varias opciones posibles, como ser: ejecutar los proyectos hidráulicos binacionales, importar energía de países vecinos, y/o adecuar el sistema normativo del sector eléctrico para que promueva la inserción de generación alternativa, como la solar, eólica e hidráulica (ríos internos).

(La poda alcanzó también el siguiente párrafo del ingeniero sobre la energía solar).

La ANDE debe pasar por una profunda transformación empresarial y legal, para ser una empresa rentable y competitiva, con gobernanza igual a la de una empresa privada, a los efectos de disponer el uso correcto de sus recursos, garantizando una transparente gestión con independencia de las influencias políticas.

Para cumplir estos fines, que a pesar de ser tan genéricos, hará falta un cambio profundo, que comience por la gobernanza de la ANDE. La administración central debería apoyarse en un consejo que garantice, la transparencia, la gestión, el uso correcto de sus recursos e independencia de injerencias política en su administración. A todo ello debemos sumar, no menos importante, una política de tarifas en este nuevo escenario que abre la negociación del Anexo C y/o del Tratado de Itaipú.

(Recortamos además la explicación de el expresidente de la ANDE sobre la gobernanza que plantea para la estatal, la que una segunda oportunidad nos proponemos abordar con él).

El activo de la ANDE podrá seguir constituido aún por capital público, y dar apertura al capital privado, pero la gestión deberá recaer en un sistema de gobernanza que busque mejorar la prestación del servicio a la tarifa más competitiva, insertar nuevos agentes generadores y tener un manejo administrativo igual al de una empresa privada.

La tarifa, a pesar de que está sujeta a los costos o tarifas de las binacionales, que atienden hasta hoy la demanda de los consumidores, responden a criterios sociopolíticos de inversiones de capital del Estado. Esta política tarifaria funcionará hasta tanto las potencias puestas a disposición por las binacionales alcancen para atender la demanda, pero como sabemos tendrá fin, sin una política tarifaria que atraiga al capital privado y sin un sistema de gobernanza que les asegure un manejo eficiente y no político de sus recursos a los inversionistas, el privado no invertirá en el sector eléctrico paraguayo ...

En el mejor de los escenarios (menor crecimiento), tendríamos capacidad segura de atención a la demanda en potencia hasta el 2037. Aún en este escenario, la ejecución de los proyectos binacionales con la Argentina, Corpus Christi, con un plebiscito a levantar (24 unidades de 125 MW- 18.000 GWh/año) e Itati Itacora (40 unidades de 44 MW–10.900 GWh/año), que demandarían un plazo de construcción de unos 15 años cada uno. Por tanto, es necesario ahora trabajar en la apertura e inserción al mercado de nuevos agentes generadores o asumir el riesgo de que solo un bajo crecimiento económico nos permitirá pasar el 2037 con un servicio de energía eléctrica sin cortes.

El modelo del sector eléctrico Paraguayo habrá llegado a su fin entre el 2031 a 2037 si no dejamos atrás las complacencias sectoriales, si no se hacen reformas en el sector, la demanda futura será atendida a precios más elevados..

Los países de los potenciales compradores de nuestra energía están organizados en sistemas de transacciones y comercialización de tarifas horarias, entonces cabe preguntarnos cómo vamos a negociar con ellos nuestra energía, es necesario, primero, conocer cuáles serían nuestros objetivos, que es lo que queremos hacer con nuestra energía: ¿Continuar vendiendo solo al Brasil nuestra energía excedente o pretendemos un nuevo modelo del negocio de la venta de energía eléctrica?

La elección de lo que queremos debería guiar los objetivos durante la revisión del Anexo C y/o del Tratado, sea cual fuere la elección, el modelo del sector eléctrico paraguayo será muy relevante y está en el camino crítico, pues en él tendrán efectos las modificaciones del Anexo C y/o del Tratado.

Si decidimos que nuestra visión de futuro es seguir vendiendo solo al Brasil, podríamos permanecer sin hacer grandes cambios en el sector eléctrico paraguayo y encaminar la revisión del Anexo C a mantener y/o aumentar los ingresos económicos derivados de este tipo de comercialización. Sería como mantener el statu quo con mayores ingresos, y mantendríamos el mismo tipo de fijación de tarifa plana para las 24 horas, fijadas por decretos del Poder Ejecutivo. El sector organizacional del Estado no requeriría grandes adecuaciones legislativas, y habría paz social con los sindicatos del sector y afines.

Si decidiéramos que nuestra visión de futuro es plantear un modelo de venta de energía con el que pudiéramos comercializar los sobrantes de nuestra energía horariamente con la Argentina, Brasil o terceros, energía de Itaipú, Yacyretá, Acaray y/o de otras futuras fuentes de generación, deberíamos analizar y proponer cambios legislativos profundos para el sector eléctrico paraguayo.

Por lo tanto, primero debemos saber cuál es nuestra visión de futuro y fundamentalmente conocer los contenidos del Anexo C y del Tratado. Es fundamental definir qué queremos para saber qué camino tomaremos y adecuar legislativamente al sector: pero no podrá solo el Poder Ejecutivo lograr este fin, deberá ser un trabajo y compromiso político entre todos los estamentos del Estado.

De alguna manera, independiente del camino adoptado, el sector eléctrico nacional requiere cambios legislativos importantes, pues será necesaria la incorporación de fuentes privadas de generación, una nueva organización del sector que dé credibilidad a la comercialización de la energía de los entes binacionales, y credibilidad a la comercialización de las fuentes privadas de generación. Es necesario un marco normativo orientado a la competitividad en el sector de la generación y la comercialización, generando confianza a los inversionistas

Las alternativas no pueden ser solo técnicas, sino que se debería también buscar la profesionalización de los trabajadores del sector eléctrico, insertando niveles de competencia e igualdad técnica y laboral entre los prestadores del servicio, pues lo fundamental debería ser la seguridad energética nacional para asegurar el crecimiento del país.

Son muchos los aspectos que deberían de abordarse en la revisión del Anexo C y/o del Tratado, desde las definiciones contenidas en el Anexo C, que podrán variar sustancialmente su entendimiento en la marcha de las negociaciones, el modo del cálculo del costo del servicio de electricidad, la potencia instalada, la potencia contratada, los gastos de explotación, el lapso de operación y la cuenta de explotación. Todo será afectado.

Cabría analizar si la revisión es encaminada hacia un modelo de entidad con fines de lucro y no más como una entidad en la que el balance anual entre el ingreso y el costo del servicio se integra en la formulación para redefinir el costo del servicio. Un modelo orientado a la maximización del lucro mediante tarifas y no más del Costo del Servicio.

Las condiciones de abastecimiento serán muy afectadas en el proceso de revisión del Anexo C. Hoy el Anexo C regla la división en partes iguales de la energía producida, conforme a lo establecido en el Art. XIII del Tratado. Sin embargo, las condiciones de abastecimiento hacen al fondo de la revisión, pues incide en el agua que constituye el factor más importante para el funcionamiento de la central, principalmente considerando las singularidades de la central de Itaipú en el contexto geográfico y geopolítico de su ubicación y operación técnica dentro de la nueva organización del sistema eléctrico brasileño.

La esclusa de navegación prevista en el Anexo B es una obra que debe concluirse en la actual estructura del Anexo C. La ampliación de la capacidad de generación de Itaipú para aprovechar los caudales excedentes eventualmente vertidos debe abordarse. La actualización tecnológica debe asegurarse.

Entre otros puntos que deben abordarse citamos también la modificación del Acuerdo Tripartito de 1979, la modificación del Anexo A, la libre disponibilidad, el precio justo, etc.

- En los 37 años de operación de la hidroeléctrica, es más que evidente que la gran beneficiaria fue Eletrobras. ¿Debemos pedir o exigir una compensación por las pérdidas paraguayas?

- La ocasión de la revisión del Anexo C no debe ser interpretada que debemos circunscribirnos solo a él, debemos entender que constituye la ocasión histórica de una revisión de un acuerdo binacional, en el que todo cabe y todo es posible. Tratar solo el Anexo C es casi improbable, en mi apreciación, creo que a ambas partes nos convendría discutir el Tratado.

El Brasil logró el beneficio de utilizar la mayor parte de su energía, pero necesita de reformas de fondo en el Anexo C, que de cierto modo le llevarían a revisar el Tratado, y ese es el punto, pues considerando el interés común en revisar el Tratado y estando más que claro que las circunstancias políticas e históricas han cambiado desde la firma del Acta de Foz de Yguazú y del Tratado, ciertamente se abre un espacio de discusión del tema de una compensación adicional, es el momento de abordar la revisión del Tratado ajustado a principios de igualdad entre los Estados.

- Algunos juristas advertían que el empoderamiento paraguayo en Itaipú no sería posible si el gobierno de turno no recurre al tribunal de justicia de La Haya. Ciertos técnicos, en cambio, concluyen que al país le basta con reunir el dinero y que contrate en Itaipú el 50% que le pertenece. ¿Cuál es su posición?

- El empoderamiento se inicia con planteamientos serios. Sería necesario conocer y estudiar en profundidad los argumentos y fundamentos que se expondrían ante el Tribunal de la Haya para luego poder emitir una opinión. No es un camino que se deba descartar, pero lo debemos hacer desapasionadamente y con responsabilidad.

En mi opinión, luego de 50 años, con justa razón el Anexo A de Itaipú debe ser modificado, el empoderamiento se debe iniciar por esa vía y el reconocimiento de que los dos Estados son idénticos en igualdad de derechos, dando lugar a un nuevo Tratado binacional.

La Entidad Binacional creada por el Tratado ha concluido con su finalidad (Art. III), el de realizar las obras para el aprovechamiento hidroeléctrico referida en su Art. I, Así entonces, habiéndose cumplido el fin, están abiertas las puertas de un nuevo entendimiento entre los Estados.

Con respecto a la opinión de los técnicos que dicen que basta con reunir dinero y contratar el 50 % de la potencia, respeto la opinión de ellos, pero sería necesario conocer en detalle la ruta a seguir para hacer frente a tal compromiso contractual. Es riesgoso asumir el compromiso contractual del pago de más de US$ 1.600 millones anuales, cuando tenemos un sistema eléctrico que necesita de reformas de fondo, que nos imposibilita ofertar y negociar de forma dinámica la venta de energía, el no tener nada legislado referente a la gestión de la demanda, elevan los riesgos de tan cuantiosa contratación. Considero que el riesgo podría ser superior al “riesgo de la ganancia” dentro del escenario actual, con una ANDE sin capacidad financiera de asumir dicho compromiso, con una deuda del ente cercana a los 1.200 millones de dólares, con una creciente morosidad en la cual se imponen reformas para salir de tal situación, y ante la incerteza de reformas del sector que aseguren el abastecimiento de la demanda en el tiempo, en mi opinión no están dadas las condiciones ni técnicas ni económicas para contratar el 50% de la Potencia de Itaipú.

Un nuevo Tratado

El tiempo que transcurrió desde la suscripción del Tratado de Itaipú cierra un capítulo de la historia y nos abre en un par de años la posibilidad de rediscutir y consensuar en un nuevo “Tratado”.

Entrevista de Silvana Bogarín y Ramón Casco Carreras.