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Esta tarifa se estableció sin respetar la fórmula costos = tarifa, que normalmente incluiría los gastos de explotación y de amortización. Como resultado, con la amortización y la tarifa ya fijas, el único factor sujeto a variación fue el de los gastos de explotación.
Para poder calzar los gastos de explotación a la tarifa preestablecida en el cronograma de pagos, Itaipú aprobó la inclusión de los gastos sociales o medioambientales, que se incrementaron a medida que la deuda se amortizaba. Estos incrementos en los gastos se integraron a los saldos de la deuda con Eletrobras, exacerbados por la inclusión incorrecta del factor de ajuste del dólar a una deuda ya dolarizada. Aunque fue posteriormente eliminado, esta situación no resultó en la devolución de las sumas percibidas incorrectamente por la aplicación del factor de ajuste, lo cual mantuvo artificialmente alta la deuda.
Ante la revisión programada del Anexo C del Tratado de Itaipú en 2023, este artículo resalta la urgencia de revisar cómo la fijación de tarifa y la gestión de la deuda se desviaron del principio costo = tarifa establecido en el Tratado, lo que subraya la necesidad de una auditoría completa, junto con los resarcimientos que legítimamente deben aplicarse en el marco de una revisión legal al cumplirse 50 años desde su implementación.
La deuda de Itaipú y la renegociación aprobada en 1997
La renegociación de la deuda vencida y a vencer de Itaipú en 1997 se centró en cómo manejar una deuda considerable, que había sido afectada por distorsiones económicas, específicamente por el Plan Real en Brasil, que afectó adversamente la deuda en moneda brasileña de Itaipú con Eletrobras, que influyó en las cifras de deuda de Itaipú con Eletrobras, que ascendía a unos US$ 16.225 millones. Las negociaciones resultaron en la dolarización total de la deuda y una reducción de las tasas de interés. Además, se acordó un plan de cuatro años (1997-2001) para liquidar los pagos vencidos con Eletrobras.
Entre 1987-91, la tarifa fue aumentando a medida que se agregaban las unidades generadoras, como se indica en el cuadro, para luego mantenerse en US$ 16,06 por KWmes desde 1992 a 1996. Entre 1997-2004, la tarifa promedio fue de US$ 17,25.
A pesar de que Itaipú estableció un calendario para la amortización total de su deuda para el año 2023, la tarifa no experimentó la disminución esperada a medida que la deuda se amortizaba. Por el contrario, después de la renegociación, la tarifa aumentó ligeramente y luego se estabilizó, lo que indica la influencia de otros factores en la estructura de costos, como lo fueron los gastos sociales.
El análisis de la evolución tarifaria entre 1997-2023 muestra un incremento significativo a partir de 2005, coincidiendo con la introducción de los gastos sociales, estabilizándose en US$ 22,60 kWmes hasta 2020. Aunque hubo una reducción leve en 2021 y 2022 (US$ 20,15), la tarifa disminuyó sólo a US$ 16,19 en 2023.
Este historial tarifario demuestra que, a pesar del pago progresivo de la deuda, la tarifa no reflejó esta disminución del pasivo, manteniéndose alta para cubrir otros gastos adicionales, o costos políticos. Este enfoque contradice el principio de que costo = tarifa, según lo establecido en el Tratado de Itaipú. El gráfico muestra los valores de la tarifa desde 1985 hasta 2023, que aumentaron luego de la renegociación de la deuda para mantenerse constante, independientemente de la mayor producción y las amortizaciones de la deuda.
Cronograma de pagos de la deuda y su impacto en la fijación de la tarifa
El Consejo de Administración de Itaipú aprobó el 02.09.1997 la refinanciación de la deuda total de Itaipú con Eletrobras, con un plazo de amortización que se extendía hasta el 2023. El acuerdo incluyó tres líneas de crédito con distintos términos y condiciones [Memoria de Itaipú 1997]:
1. Primera línea: US$ 4.193 millones, con una tasa de interés anual de 4,1%, que debía amortizarse en setiembre de 2001, sin período de gracia.
2. Segunda línea: US$ 10.250 millones, a una tasa de interés anual de 7,5%, con plazo de amortización de abril 2001 a febrero 2023, y un período de gracia de 4 años.
3. Tercera línea: US$ 1.781 millones, a una tasa de interés 4,1% anual, con período de amortización desde enero 2007 hasta febrero 2023, y un período de gracia de 10 años.
También se reprogramó la deuda vencida de Itaipú con el gobierno brasileño, relacionada con los royalties, por valor de US$ 421,4 millones, con pagos mensuales a partir de enero de 1997 hasta el 2023. Las negociaciones resultaron en la completa dolarización de la deuda.
Durante este proceso aplicaron erróneamente un factor de ajuste del dólar a una deuda que ya estaba dolarizada, lo que incrementó injustamente el saldo de la misma. Este factor fue eliminado en 2005, pero no se efectuaron compensaciones por los pagos indebidos realizados anteriormente. Desde la aplicación de este cronograma, es evidente que el cálculo de la tarifa se desvinculó de los costos de explotación reales.
La renegociación de la deuda, y de su cronograma de pagos, a pesar de proyectar una amortización completa para 2023, paradójicamente no condujo a una reducción de la tarifa. Desde 1997, cuando se aprobó el cronograma, la tarifa experimentó un incremento, estableciéndose en US$ 22,60 desde el inicio de los pagos de la tercera línea de crédito con Eletrobras (enero 2007 hasta febrero 2023).
Este aumento en la tarifa, que debió disminuir conforme se amortizaba la deuda, confirma que otros factores influyeron en mantenerla alta. Curiosamente, cuanto más se pagaba la deuda, más alta era la tarifa, desvinculándose del principio “costo = tarifa” establecido en el Tratado.
De hecho, ante una producción constante de energía y gastos de explotación “reales” [Entendiéndose por gastos de explotación reales a aquellos directamente afectados a la producción de energía] en descenso, la tarifa prefijada requería un ajuste en los gastos de explotación, lo que llevó a la introducción de los gastos socioambientales en 2005.
Casi en simultáneo se incrementó la capacidad de producción de la usina, pasando de 18 a 20 turbinas. Sin embargo, la cantidad de electricidad producida a efectos del cálculo de la tarifa se mantuvo constante en 18 turbinas, o el equivalente de 75.000 MW aunque se hizo rutinario utilizar las 20 turbinas en el 80% del tiempo [La posibilidad de una mayor producción de energía con la puesta en marcha de dos turbinas adicionales se formalizó en el Acta del 2007, cuyas consecuencias y verdaderos beneficios para el Paraguay deberán someterse también a una exhaustiva investigación. No obstante, el récord de producción de energía exhibida por Itaipú en sus informes oficiales no se reflejó en los costos reales de producción, lo que confirma que la tarifa fue fijada de manera arbitraria, contraviniendo el principio de que el costo = tarifa, según estipula el Tratado. El gráfico muestra la fijación de la tarifa con la entrada en vigor de los pagos de las líneas de crédito.
Inconsistencias en la aplicación del principio costo = tarifa
Desde el inicio de sus operaciones, Itaipú no aplicó de manera consistente el principio de tarifa = costo de generación de energía. Inicialmente, en 1986-87, Brasil propuso una tarifa significativamente baja, de US$ 10, que no reflejaba el costo real estimado de US$ 16,75. Esto favorecía a su economía al reducir el precio de la energía importada e indirectamente, aumentando los beneficios para las empresas distribuidoras y los consumidores brasileños.
Con la renegociación de la deuda, se esperaría una reducción de la tarifa conforme se amortizaba la deuda, que constituía una parte significativa de los costos. Sin embargo, lo contrario ocurrió: se fijaron tarifas más altas, prolongando los beneficios financieros para Eletrobras, al extender el plazo de amortización hasta 2023, coincidentemente con la renegociación del Anexo C. Esta medida tenía como objetivo mantener una tarifa de “status quo”, subrayando un compromiso con la estabilidad tarifaria por encima de los ajustes económicos esperados.
Este aumento de la tarifa también proporcionó a Paraguay ingresos sustancialmente mayores, compensando, de alguna manera, los bajos ingresos derivados de la tarifa de cesión-exportación de su excedente energético a Brasil.
Adicionalmente esta estructura tarifaria permitió la creación de ingresos para los gastos sociales discrecionales, que evadían el escrutinio del Congreso y del público.
El secretismo en torno a la relación directa entre el cronograma de pagos y la fijación de la tarifa destaca un aspecto crítico de la gestión financiera de Itaipú. Este ocultamiento buscaba evitar el reconocimiento público de que las tarifas fueron prefijadas para acomodar las cifras anuales de amortización a lo largo del horizonte de revisión del Anexo C, a los 50 años. De hecho, el cronograma es una muestra evidente del cambio en la metodología de cálculo de la tarifa, que en lugar de disminuir a medida que se amortizaba la deuda, se mantuvo constante.
Las decisiones de incluir los gastos sociales y usar 18 turbinas para mantener la tarifa en US$ 22,60 ahora se constituyen en la piedra en el zapato de las negociaciones actuales. Ajustar estos factores para reflejar la producción real y eliminar los gastos sociales, debería, lógicamente, reducir la tarifa, posiblemente incluso a menos de US$ 11,71.
Impacto de las decisiones políticas
Es notable que, a pesar de las implicancias significativas de establecer una tarifa constante o semiconstante, no se haya realizado un análisis riguroso por parte de los expertos del Tratado sobre este aspecto crítico. La ausencia de un debate informado sobre la estructura tarifaria que estaba siendo aprobada, en contraste con la atención centrada únicamente en el pago de la deuda, sugiere una omisión significativa, que bien podría ser producto de la complicidad entre los negociadores o una falta de comprensión adecuada de las consecuencias a largo plazo de tales decisiones políticas y financieras. Además, es razonable cuestionar si la ausencia de reclamo por parte de las autoridades paraguayas respecto a la actualización del factor de ajuste de cesión de energía esté relacionada con la aprobación de las tarifas más altas.
Esta fijación de la tarifa oculta bajo un acuerdo de cronograma de pago de la deuda con la Eletrobras, ilustra cómo la manipulación política de la fijación de la tarifa afectó las finanzas de la entidad binacional y sustenta las críticas a los beneficios exiguos recibidos, Vs. los beneficios reales para el Paraguay. Estas decisiones, aunque presentadas como beneficiosas para nuestro país, en realidad limitaron severamente la autonomía económica del país en el manejo de sus recursos energéticos.
Aunque en teoría, una tarifa más alta podría parecer más beneficiosa para el Paraguay, la realidad demostró lo contrario para los consumidores. Los ingresos fiscales aumentaron, pero la ANDE, la agencia estatal de electricidad, tuvo que adquirir la energía a precios más altos. Este costo adicional se trasladó a los consumidores, limitando además sus inversiones en el sistema eléctrico. La constante entrada de dólares en concepto de royalties y compensaciones jugó un papel crucial de amortiguador financiero para Paraguay, atenuando los efectos de la alta estacionalidad de sus exportaciones, que podrían generar volatibilidades en las finanzas estatales. Gracias a estos ingresos regulares, el país ha podido mantener la estabilidad económica.
Es importante subrayar que se han publicado documentos que aseveran que, a partir de 1992, cuando Itaipú alcanzó su capacidad operativa, la fijación de la tarifa siempre se ajustó a los criterios establecidos en el Anexo C. Sin embargo, este análisis desafía tales afirmaciones, revelando discrepancias significativas entre las prácticas documentadas y las políticas tarifarias implementadas. Estas discrepancias sugieren una desviación considerable del principio de costo = tarifa, lo que plantea cuestionamientos sobre la transparencia y equidad en la gestión financiera de Itaipú.
Las actuales negociaciones sobre la tarifa de Itaipú se ven complican por las discrepancias históricas en cómo se han calculado las tarifas. En el corazón del debate se encuentra la fórmula costo = tarifa, dividida por la cantidad de energía generada como dicta el Tratado de Itaipú. Sin embargo, mantener una tarifa alta, incorporando gastos sociales y basándose en los cálculos de producción de sólo 18 turbinas, contradice la ecuación y el Tratado.
Conclusión
Este análisis revela que la gestión de la tarifa y la renegociación de la deuda en Itaipú estuvieron plagadas de irregularidades y no se alinearon a los principios establecidos en el Anexo C del Tratado.
Las decisiones tomadas no solo impactaron negativamente en la economía paraguaya, sino que también han limitado la capacidad de ANDE para invertir adecuadamente en infraestructura energética crítica para el desarrollo futuro, y se han malversado los gastos sociales.
Ante estos hallazgos, resulta imperativo realizar una revisión independiente y transparente de las políticas tarifarias y financieras de Itaipú. Esta revisión, esperada en la actualización del Anexo C, debería no sólo ajustar la tarifa a los costos reales de producción, conforme al principio original del Tratado, sino también garantizar que las prácticas futuras reflejen fielmente la teoría o los principios establecidos.
Paradoja
La renegociación de la deuda, y de sus pagos, pese a proyectar una amortización completa para 2023, no condujo a una reducción de la tarifa.
Curioso
Curiosamente, cuanto más se pagaba la deuda, más alta era la tarifa, desvinculándose del principio “costo = tarifa” establecido en el Tratado.
Impacto
Las decisiones impactaron negativamente en la economía paraguaya y limitaron la capacidad de ANDE para invertir en infraestructura.
Irregular
La gestión de la tarifa y la renegociación de la deuda en Itaipú estuvieron plagadas de irregularidades y no se alinearon a los principios del Anexo C.
(*) Exdirectora financiera de Itaipú Binacional.
