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Análisis de la Renegociación del
Tratado Bilateral de la Itaipú Binacional
L. E. Aguiar, G. A. Blanco, E. H. Buzarquis
Abstract-- ITAIPÚ es el aprovechamiento hidroeléctrico que se
beneficia de los recursos hidráulicos del río Paraná,
pertenecientes en condominio a la República del Paraguay y a la
República Federativa del Brasil. La energía producida por esta
central se negocia siguiendo las pautas de un Tratado entre
ambos países, denominado “Tratado de Itaipú”. Recientemente,
el Paraguay presentó reclamos referentes a las condiciones de
comercialización de la energía. Este artículo presenta un análisis
del proceso de negociación y los resultados alcanzados. Además,
son propuestos mecanismos que permitan un aprovechamiento
eficiente de los recursos energéticos en el Paraguay.
Palabras claves—Fideicomisos, Inversiones en sistemas de
potencia, Itaipú, Mercado eléctricos, Tratado Bilateral.
I. INTRODUCCIÓN
E
L 26 de abril de 1973, la República del Paraguay y la
República Federativa del Brasil firmaron el Tratado de
Itaipú, que fue sancionado por Ley Nº 389 del 11 Julio de
1973, del Congreso Nacional Paraguayo, y promulgado el 13
de julio de 1973, asimismo, aprobado por el Decreto
Legislativo Nº 23, del 30 de Mayo de 1973, del Congreso
Nacional Brasileño, con texto promulgado por el Decreto
Federal Nº 72.707 del 28 de Agosto de 1973 [1].
La ITAIPÚ fue creada por tratado internacional entre dos
Estados soberanos, con la finalidad de realizar el
aprovechamiento hidroeléctrico de los recursos hidráulicos
del río Paraná, pertenecientes en condominio a los dos países,
desde e inclusive el Salto del Guairá o Salto Grande de Sete
Quedas hasta la boca del río Iguazú.
Conforme al Tratado, la ITAIPÚ está constituida por la
ANDE (Administración Nacional de Electricidad del
Paraguay, o ente jurídico que la suceda) y la ELETROBRAS
(Centrais Elétricas Brasileiras S. A., del Brasil, o ente jurídico
que la suceda), con igual participación en el capital, y se rige
por las normas establecidas en el Tratado y sus Anexos.
Conforme al Artículo III del Tratado, la energía producida
por el aprovechamiento hidroeléctrico será dividida en partes
iguales, siendo reconocido a cada uno de ellos el derecho de
Este trabajo fue financiado parcialmente por el Servicio Alemán de
Intercambio Académico (DAAD)
L. E. Aguiar pertenece a la Facultad de Ciencias Económicas y Empresariales
– Universidad Católica de Cuyo (UCC), Av. Ignacio de la Roza 1516 (O);
San Juan, Argentina (e-mail: lauryemila@gmail.com).
G. A. Blanco y E. H. Buzarquis pertenecen al Instituto de Energía Eléctrica
(IEE) – Universidad Nacional de San Juan (UNSJ), Av. Libertador San Martín
1109 (O); San Juan, Argentina (e-mails: gblanco@iee.unsj.edu.ar;
buzarquis@iee.unsj.edu.ar. sitio web: www.iee-unsj.org/rrmg.)
adquisición de la energía que no sea utilizada por el otro país
para su propio consumo [2]. Actualmente, Paraguay contrata
alrededor del 10% de la potencia disponible para la
contratación. De modo que el 90% del total de la potencia
disponible es contratada por Brasil [3].
Tras la asunción del nuevo Gobierno paraguayo, en agosto
de 2008, éste instaló sobre la mesa de diálogo la necesidad de
un nuevo análisis del tratado bilateral que rige la
comercialización de la energía producida por ITAIPÚ.
Diversas exigencias surgen desde el lado paraguayo, las
cuales se focalizan principalmente en la revisión del nivel de
compensación por cesión de energía y la libre disponibilidad
de comercialización de la energía hacia terceros países.
Intensas negociaciones fueron llevadas a cabo durante más
de un año, y finalmente fue firmado un acuerdo entre los
estados que tiene dos puntos centrales: mayor compensación
por la cesión de energía y la posibilidad que la ANDE
comercialice directamente en el mercado libre brasilero parte
de la energía que ella decida contratar. Dicho acuerdo se
encuentra sujeto a aprobación de los respectivos congresos
para su entrada en vigencia.
Esto plantea la necesidad de analizar el impacto de estas
medidas considerando las importantes diferencias entre el
antiguo y nuevo escenario de comercialización.
Este artículo expone y analiza las negociaciones, así como
las posibles consecuencias del acuerdo alcanzado. Además,
propone medidas que colaboren con un aprovechamiento
eficiente del potencial energético del Paraguay.
El trabajo está estructurado como sigue. En la Sección II, se
describen brevemente aspectos referidos a las bases
financieras y de prestación de los servicios de electricidad
estipulados en el Tratado de Itaipú. Posteriormente, la Sección
III caracteriza los mercados eléctricos paraguayo y brasilero,
principalmente en los aspectos referidos a la transacción de
energía.
Los reclamos paraguayos y el proceso de la negociación
son brevemente expuestos en la Sección IV. A continuación,
en la Sección V son analizados dichos reclamos y las
consecuencias del acuerdo firmado. La Sección VI propone
mecanismos de inversión que permitan un aprovechamiento
eficiente de los recursos energéticos en el Paraguay.
Finalmente, en la Sección VII se exponen las principales
conclusiones del presente artículo.
II. EL TRATADO DE ITAIPÚ.
El Tratado está compuesto por: (i) el cuerpo del Tratado,
con 25 artículos; (ii) el Anexo A que contiene el Estatuto de

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la ITAIPÚ; (iii) el Anexo B, que contiene la Descripción
general de las instalaciones destinadas a la producción de
energía eléctrica y obras auxiliares; y (IV) Anexo C, que
establece las Bases financieras y de prestación de los servicios
de electricidad de la ITAIPÚ [2].
El Tratado, en su Artículo III, Parágrafo 2°, establece: “El
Estatuto y los demás anexos podrán ser modificados de común
acuerdo por los dos Gobiernos”. Mediante el mecanismo de
Notas Reversales (acuerdos por intercambio de Notas
Diplomáticas entre los Gobiernos), se establecen Acuerdos
adicionales sobre aspectos de interés de los países y de la
misma entidad Binacional, sujetas a los regímenes de
aprobación previstos en ambos países, pasando a formar parte
del mismo Tratado [1].
A. Bases financieras y de prestación de servicios de
electricidad. Costo unitario del servicio de electricidad
El Artículo XIII del Tratado declara que los Gobiernos
paraguayo y brasileño se comprometen a adquirir, conjunta o
separadamente, en la forma que acordaren, la totalidad de la
potencia instalada [4].
El Tratado establece que la adquisición de los servicios de
electricidad de la ITAIPÚ será realizada por la ANDE y por
ELETROBRAS, las cuales también podrán hacerlo por
intermedio de las empresas o entidades paraguayas o
brasileñas que indiquen (Artículo XIV). Así, el Brasil, por ley
Nº 5.889 del 5 de julio de 1973, estableció que las subsidiarias
de ELETROBRAS autorizadas a adquirir los servicios de
electricidad que corresponden al Brasil son FURNAS y
ELETROSUL [4].
En ITAIPÚ se utiliza el método de cálculo llamado “por el
pasivo”, también conocido como tarifación a costo de pasivo
[1]. Con la adopción de este sistema, la ITAIPÚ vende la
energía a un precio que produce suficientes ingresos para
hacer frente a todos sus compromisos, esto incluye: los
montos necesarios para el pago de las utilidades de capital, de
las cargas financieras de los préstamos recibidos, de la
amortización de los préstamos recibidos, del pago de los
“royalties”, del resarcimiento de las cargas de administración
y supervisión, así como de lo necesario para cubrir los gastos
de explotación y el monto del saldo de la cuenta de
explotación del ejercicio anterior. A la suma de estas
necesidades financieras se le dio el nombre de “costo de
servicio de electricidad” [5]. Se entiende por royalties los
montos que reciben los Estados, en partes iguales, por la
utilización del potencial hidráulico del río, y que está en
función de la cantidad de energía que se haya generado
durante cada mes [1].
El Tratado en su artículo XV, Parágrafo 4º, contempla: “El
valor real de la cantidad de dólares de los Estados Unidos de
América, destinada al pago de los royalties, de las utilidades y
de la compensación, establecida en el Anexo C, será
mantenido constante, para lo cual acompañará las
fluctuaciones del dólar…”. Para este efecto, la Nota Reversal
N º 3, del 28 de enero de 1986, define el factor de ajuste, que
corrige los desvíos ocurridos en el tiempo, manteniendo
constante el poder adquisitivo de la moneda [2].
Conforme a lo expresado en el Reglamento del Anexo C
2
(aprobado por Resolución del Consejo de Administración
RCA-002/97 del 07 de marzo de 1997), se define como costo
unitario del servicio de electricidad (CUSE) al cociente entre
el costo anual del servicio de electricidad y la potencia
contratada por las entidades compradoras, y está expresada en
dólares de los Estados Unidos de América por unidad de
potencia/mes. De esta forma, la Tarifa o CUSE es el resultado
de la siguiente relación [1]:
CUSE = TARIFA =
COSTO DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD
POTENCIA CONTRATADA
Donde, conforme al Anexo C, Potencia Contratada es
definida como la potencia en kilovatios que la ITAIPÚ
pondrá, con carácter permanente, a disposición de la entidad
compradora, durante los periodos de tiempo y en las
condiciones de los respectivos contratos de compraventa de
los servicios de la electricidad. Esta potencia se obtiene
descontando de la potencia instalada la potencia de unidades
en mantenimiento, el consumo propio y la reserva de potencia
operativa [5]. Considerando que la Potencia Instalada de
ITAIPÚ es igual a 14.000 MW [6], la Potencia disponible para
contratación es igual a 12.187 MW. Método de cálculo en [1].
B. Compensación por cesión de energía
Según contempla el Tratado en su Artículo XV, la ITAIPÚ
incluirá, además, en sus costos de servicios, el monto
necesario para compensar a la Alta Parte Contratante que ceda
energía a la otra.
Por Nota Diplomática DM/T/N.R. Nº 4 de fecha 28 de
enero de 1986, el importe correspondiente a la Compensación
por Cesión de Energía ha sido incluido exclusivamente en la
tarifa a ser pagada por la Parte que consuma esa energía
cedida. Hasta ese entonces, la ANDE pagaba esa
remuneración, dentro de la tarifa, por una energía que no
consumía [1].
En consecuencia, el Estado que recibe energía
correspondiente al otro Estado –en este caso el Brasil- paga
el valor de la tarifa (CUSE) más el monto correspondiente a la
compensación por cesión de energía.
Actualmente, el monto que recibe el Paraguay en concepto
de cesión de energía oscila los US$ 120 millones anuales.
III. SECTOR ELÉCTRICO EN PARAGUAY Y BRASIL
A. Paraguay
La ANDE, empresa monopólica estatal integrada
verticalmente, administra y opera casi la totalidad del sistema
de generación, transmisión y distribución. La ANDE, además,
desarrolla las funciones de regulador, transportista, gestor
técnico del sistema, distribuidor y comercializador.
El Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones, a través
del Viceministerio de Minas y Energía (VMME), es el ente
rector para el sector eléctrico, posee facultades para elaborar,
proponer y ejecutar la política energética nacional; establecer
normas para la producción comercialización y consumo de
energía; ser nexo entre la ANDE y el Poder Ejecutivo.
Otros agentes que intervienen en el sector eléctrico
paraguayo son las entidades binacionales, regidas por normas

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de derecho internacional, ITAIPÚ y YACYRETÁ, que
desarrollan la función de productores; algunos pequeños
productores y distribuidores bajo la tutela de la ANDE; y
como no existe mercado, no está prevista la figura de un
operador del mercado [3].
El Paraguay carece de un marco regulatorio sistemático del
sector eléctrico. Existe, sin embargo, legislación vigente que
regula el régimen jurídico de los agentes del sector: el Poder
Ejecutivo, la ANDE y las entidades binacionales ITAIPÚ y
YACYRETÁ.
Generación: Según el Artículo 64 de la Ley 966/64, la ANDE
tiene la exclusividad del abastecimiento público de energía
eléctrica. En tal carácter goza del derecho preferencial para el
aprovechamiento de los recursos hidráulicos [7].
Así, la ANDE es propietaria de la Central Hidroeléctrica
ACARAY (200 MW de potencia instalada) y posee
participación de un 50% en las dos centrales binacionales de
ITAIPÚ (14 GW) y YACYRETÁ (3.5 GW) construidas
respectivamente con Brasil y Argentina. El régimen aplicable
en ambas binacionales está contenido en tratados bilaterales y
notas reversales firmadas por los Estados participantes.
El derecho de uso de los recursos hidráulicos contemplado
en la ley es preferencial y no exclusivo. La Ley 966/64 no
establece ninguna limitación en cuanto a la posibilidad de los
terceros, en cuanto a capacidad y finalidades, de adquirir el
uso de los recursos hidráulicos, incluso para la producción de
energía eléctrica.
La Ley 3009/2006 crea un marco legal, complementario a la
ley de creación de la ANDE, que permite inversiones en
generación eléctrica y/o transporte de energía eléctrica. Esta
actividad económica, que debe ser regulada y fiscalizada por
el Estado, comprende básicamente: la producción
independiente de energía eléctrica -a partir de gas natural o
cualquier otra forma de energía no convencional- destinada a
la exportación; generación hidráulica independiente en plantas
menores a 2 MW y en riesgo compartido -por la ANDE y un
productor independiente- en plantas mayores a 2 MW, para
atender el suministro a sistemas aislados o a conectarse al
sistema eléctrico paraguayo.
Transmisión: La red de transmisión es de propiedad de la
ANDE, que es la encargada de su operación, mantenimiento y
expansión.
Debido a que aproximadamente el 65% de la demanda total
del sistema eléctrico paraguayo se concentra a grandes
distancias de los centros de generación, actualmente, la
operación del sistema de transmisión opera al límite de su
capacidad. Por este motivo, son necesarias importantes
inversiones para adecuar la red de transporte eléctrico a los
perfiles de demanda y generación.
Distribución: Conforme a la ley 966/64, la ANDE tiene la
exclusividad de abastecimiento, pero se prevé la participación
privada de acuerdo al Art. 7 y en particular a los Artículos 65,
66 y 67; como el caso de la Compañía de Luz y Fuerza S.A.
(CLYFSA), distribuidora privada que opera en la localidad de
Villarrica en virtud de un contrato de concesión [4].
Según la ley paraguaya N° 966/64, la ANDE tiene por
objeto primordial satisfacer en forma adecuada las necesidades
de energía eléctrica del país, con el fin de promover su
3
desarrollo económico y fomentar el bienestar de la población,
mediante el aprovechamiento preferente de los recursos
naturales de la Nación.
Sin embargo, una interpretación sistemática de la Ley
966/64 concluiría que la ley no establece un monopolio a
favor de la ANDE, sino que más bien presupone la existencia
de libre concurrencia en el sector eléctrico (interpretación del
Artículo, 5 incs. c, y d, además del Artículo 6), y está obligada
a fomentar la participación privada (Artículo 7). “La ANDE
no se constituyó para monopolizar la actividad eléctrica, sino
como un instrumento al servicio del Estado con el objeto de
garantizar la efectiva prestación de un servicio de interés
general, que la iniciativa privada no se mostraba con
capacidad para garantizar” [4].
B. Brasil
La estructura actual del Sector Eléctrico Brasilero está
regida por la Ley 10.848/2004, por el Decreto 5.163/2004, y
otras leyes complementarias. Las principales instituciones que
participan en el sector son [8]: (i) CNPE – Consejo Nacional
de Política Energética: encargada de la homologación de las
políticas energéticas, en coordinación con las demás políticas
públicas; (ii) MME – Ministerio de Minas y Energía: tiene a
su cargo la formulación e implementación de políticas para el
sector energético, de acuerdo con las directrices del CNPE;
(iii) EPE – Empresa de Investigación Energética: se dedica a
la ejecución de estudios para definir la matriz energética y
planificación de la expansión del sector eléctrico (generación
y transmisión); (iv) CMSE – Comité de Monitoreo del Sector
Eléctrico: es un órgano creado en el ámbito del MME, bajo su
coordinación directa, y pretende acompañar y evaluar
permanentemente la continuidad y la seguridad en el
suministro electroenergético en todo el territorio brasileño; (v)
ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica: encargada
de la regulación y fiscalización, de celar por la calidad de los
servicios prestados, universalización del acceso de energía y
del establecimiento de tarifas para consumidores finales,
considerando la viabilidad económica y financiera de los
Agentes de Comercialización; (vi) ONS – Operador Nacional
del Sistema: Se dedica a la coordinación y control de la
operación física del Sistema Interconectado Nacional; (vii)
CCEE – Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica:
tiene a su cargo la administración de contratos, liquidación del
mercado de corto plazo, remates de energía. Es la responsable
de la operación comercial del sistema.
Los agentes participantes del mercado brasilero son:
Generación: pueden ser concesionarios del servicio público,
productores independientes, o autoproductores. Estos pueden
vender su energía al pool (ACR - Ambiente de Contratación
Regulada), a los consumidores libres (ACL - Ambiente de
Contratación Libre), a las comercializadoras, distribuidoras y
al PROINFA (Programa de Incentivos de Fuentes
Alternativas).
Transporte: Con la excepción de los agentes que obtuvieron
el derecho de prorrogar las concesiones de transmisión por la
Ley Federal n° 9.074/1995, todas las nuevas concesiones, por
la Constitución Federal (Art. 175), deben ser licitadas, lo que
es realizado por la ANEEL, para la llamada Red Básica [9].

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Conforme con la Ley 9.648/98, art. 9º, “Para todos los
efectos legales, la compra y venta de energía eléctrica entre
concesionarios o autorizados, debe ser contratada
separadamente del acceso y uso de los sistemas de transmisión
y distribución” [10]. De esta forma la empresa transportista,
es una empresa regulada que recibe por su servicio
remuneraciones conforme a dos conceptos, de los generadores
y distribuidores, el CCT- Costo de Conexión a Transmisión y
por parte de la ONS el CPST – Costo de Prestación de
Servicio de Transmisión. Adicionalmente, todos los agentes
del mercado abonan a la ONS el CUST- Costo de Uso del
Sistema de Transmisión.
Distribución: La actividad de distribución es regulada. Las
distribuidoras son concesionarias del servicio público. Están
autorizadas a: intercambiar sobras y déficits en el Mecanismo
de Compensación de Sobras y Déficits (MCSD); comprar
energía en Remates de Ajuste (anuales, realizados por la
CCEE); comprar energía en los remates de energía nueva y
existente; comprar energía de generación distribuida .
Consumidor Libre: son aquellos con demandas superiores a
3.000 kW, que pueden comprar de cualquier proveedor; y
aquellos consumidores con demanda entre 500 y 3.000 kW
que pueden adquirir energía de las fuentes alternativas.
Comercialización: Es una actividad competitiva. Puede ser
realizada por comercializadoras independientes; exportador; o
importador o directamente por los generadores. En el caso de
las comercializadoras, estas realizan actividades como compra
y venta de energía de generadores, comercializan con
consumidores libres y pueden vender en remates regulados.
En dicho contexto, la comercialización de energía eléctrica
es actualmente realizada en dos ambientes [11]:
Ambiente de Contratación Libre (ACL): destinado al
abastecimiento de consumidores libres por medio de contratos
bilaterales libremente negociados firmados con productores
independientes de energía, generadores estatales y agentes
comercializadores. Mientras que en el 2002 el mercado de
consumidores libres era casi nulo, hoy es de 25,2% del
consumo total. Son cerca de 650 consumidores libres y
alrededor de un centenar de comercializadoras.
Ambiente de Contratación Regulada (ACR): Las
generadoras destinan su producción a los consumidores
cautivos a través de las distribuidoras. Las Distribuidoras
deben estimar sus necesidades para abastecer el 100% de su
mercado con un horizonte de 3 a 5 años, de estas descuentan la
energía de contratos preexistentes (de largo plazo y definidos
en Pliego), de fuentes alternativas y de la cuota parte de la
ITAIPÚ. En caso de un remanente de energía no cubierto,
comunican al MME. Allí, interviene la EPE, que consolida la
cantidad demandada y define los remates de energía que son
realizados por la CCEE. Las generadoras ofrecen su energía
garantizada, y finalmente, gana el remate la generadora que
ofrece el menor precio; esto último se realiza por medio de
contratos bilaterales de ajuste [12].
De esta forma, la demanda es agregada y se subastan con 1,
3 y 5 años de anticipación contratos de hasta 15 años de
duración. En estas subastas son clasificadas en dos categorías:
energía nueva y energía vieja. La energía vieja es aquella
4
generada por centrales construidas antes del año 2000. Esto es
realizado de esta forma para asegurar un retorno adecuado de
las inversiones futuras en generación y atraer nuevas
inversiones privadas. Se estima que para un crecimiento del
PIB del 4% es necesario instalar 3200 MW anuales [13].
Los contratos de suministro son estandarizados, y son
realizadas dos subastas anuales de energía nueva, para la
entrada en cinco años (A-5) y tres años (A-3); la principal
razón de la existencia de dos subastas es la incertidumbre en la
demanda. Con esto se pretende crear un modelo donde los
generadores no compitan en el mercado, sino compitan por el
mercado [13].
La capacidad existente es subastada de acuerdo a dos tipos
de contratos: A-1, subasta de energía para entrega a un año,
con una extensión de cinco a ocho años, y las subastas de
ajuste con cinco a ocho meses de anticipación para un
suministro de uno a dos años.
A partir de este modelo, los precios de energía eléctrica
están fijados por contratos de largo plazo, lo que reduce la
volatilidad de los mismos. Las variaciones de precios se
restringen a un volumen mínimo de electricidad que se
intercambia en el mercado de corto plazo, conocido como
mercado spot. En este mercado son liquidados los déficits o
excedentes diarios entre compradores y vendedores. El precio
de transacciones es denominado PLD – Precio de Liquidación
de Diferencias, y representa el costo marginal de operación,
determinado a partir de previsiones de disponibilidad de
generación, caudal de afluentes y carga del sistema. Estos
precios son válidos por un corto plazo de seis días y son
estimados para cada una de las cuatro regiones del país
(Sudeste/Centro, Oeste, Sur, Nordeste y Norte).
Además de lo mencionado, existe la TEO - Tarifa de
Energía de Optimización, la cual establece el precio de la
energía intercambiada entre las Centrales Generadoras
participantes del mercado regulado en situaciones de
variaciones a los niveles de producción y contratos.
La CCEE es responsable de la liquidación de las
operaciones del ACL; está encargada de la operación de
algunos aspectos del ACR, como las licitaciones de energía y
el Mecanismo de Compensación de Sobras y Déficits
(MCSD), por el cual se posibilita que distribuidores con
excedentes de energía puedan transferirlas a los distribuidores
con déficits, mediante firma de contratos de cesión [11].
Comercialización de la energía de ITAIPÚ en el mercado
brasilero: La comercialización de la energía contratada por la
ELETROBRAS de ITAIPÚ es comercializada en el ACR, y
cuenta con un tratamiento particular en lo referente a la
metodología de determinación de la tarifa de repase a los
distribuidores definido en el Decreto Nº 4.550/2002. Dicho
procedimiento define los siguientes componentes de la tarifa:
(i) el CUSE calculado conforme al Anexo C del tratado; (ii) el
saldo de la cuenta de comercialización de la energía de
ITAIPÚ de la ELECTROBRAS, de acuerdo a lo estipulado en
el art. 16 del Decreto Nº 4.550/2002, que estipula una
transferencia a los saldos positivos en forma de bonus a los
consumidores residenciales y rurales cuyo consumo mensual
sea inferior a 350MWh. En caso de valores negativos, el saldo

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será transferido a la tarifa de repase del ejercicio siguiente;
(iii) la porción a ser incluida en la tarifa de repase, según el
art.6 de la Ley 11480/2007, debido al flujo de fondo
diferencial respecto al contrato original de financiamiento
suscripto entre ELETROBRAS e ITAIPÚ retiro del factor
anual de ajuste.
La tabla 1 expone la composición de la tarifa de repase para
los años 2008/2009.
El saldo de la cuenta de comercialización fue positivo en
ambos años. El componente referido a la compensación por
cesión de energía resulta de la razón entre la remuneración
Anual de Cesión de Energía de Paraguay a Brasil, para el año
2009 igual a US$ 120.323.171,88, y el montante anual de
potencia contratada, de 138.000 MW. El flujo de fondo
diferencial para el ejercicio en análisis fue igual a US$
214.989.310,98 [14].
TABLA I
TARIFA DE REPASE PARA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA DE ITAIPU EN EL
MERCADO ELÉCTRICO BRASILERO [12]
Concepto
(1) CUSE
(2) Compensación por
cesión de energía
(3) Saldo de cuenta de
comercialización
(4) Porción debida al
retiro del factor de ajuste
Tarifa de repase
2008
2009
[US$/kWmes]
[US$/kWmes]
21,99
22,60
Variación
[%]
2,77
0,7713
0,8719
13,04
-
-
-
0,2657
1,5579
486,34%
23,027
25,029
8, 8%
IV. RENEGOCIACIÓN DEL TRATADO DE ITAIPÚ
A.
Reclamos del Estado paraguayo
En la primera etapa de la renegociación, el Gobierno
paraguayo planteó a su par brasilero la revisión del Tratado
enfocándose en seis reclamos puntuales.
El primero de ellos se refiere a la libre disponibilidad del
excedente paraguayo, el derecho del Paraguay de vender
libremente su excedente de ITAIPÚ a terceros países.
El segundo plantea un precio justo para la energía
exportada al mercado brasilero.
Los restantes puntos solicitan revisiones y reivindicaciones
referidas a temas administrativos y políticos, como ser la
revisión total de la deuda de ITAIPÚ, administración
igualitaria e intervención de las contralorías de ambos países
para la fiscalización de lo actuado por las administraciones de
ITAIPÚ. Finalmente como sexto punto, fue solicitada la
terminación de las obras faltantes como la subestación de
margen paraguaya de ITAIPÚ y la esclusa de navegación [15].
B. Negociaciones sobre los reclamos y el acuerdo alcanzado
En una primera instancia, el Gobierno brasilero propuso
aumentar al doble la compensación por la cesión de energía.
La propuesta además contemplaba la creación de un fondo
de desarrollo regional de 100 millones US$/año y la apertura
de una línea de crédito de 1.500 millones US$ para proyectos
de infraestructura. Por otra parte, el Gobierno brasilero
solicitaba que la ANDE se comprometiera a contratar la
energía de ITAIPÚ según un cronograma de 10 años, con 2
años de anticipación [15].
5
El Paraguay rechazó la propuesta de reajuste de la
compensación por la cesión de la energía, por considerarlo
insuficiente. Además, instó al Brasil a proponer algún avance
en el aspecto fundamental: la soberanía hidroeléctrica [15].
Finalmente, luego de más de un año de negociaciones,
Paraguay y Brasil llegaron a un acuerdo sobre los reclamos
planteados por el Gobierno paraguayo en torno a ITAIPÚ.
Se logró un consenso que contempla la posibilidad de que la
ANDE pueda vender en forma gradual en el mercado
brasileño parte de la energía excedente correspondiente al
Paraguay; además de triplicar la compensación por la cesión
de energía no consumida por Paraguay y el financiamiento de
una línea de transmisión en 500 kV entre Ciudad del Este y la
región metropolitana financiado con capital de ITAIPU [16].
Los puntos relacionados con la administración igualitaria e
intervención de las contralorías, así como la terminación de las
obras faltantes, fueron acordados con anterioridad, y los
reclamos focalizados en la deuda siguen sin pronunciamiento.
V. ANÁLISIS DE LOS RECLAMOS DEL PARAGUAY Y EL
ACUERDO FIRMADO CON EL BRASIL. POSIBLES EFECTOS Y
CONSECUENCIAS
Esta sección pretende analizar los reclamos paraguayos
relativos al precio justo, libre disponibilidad de la energía y el
grado de cobertura de los mismos a través del acuerdo
alcanzado.
Los impactos, principalmente para el Paraguay, de las
concesiones alcanzadas, producto de la negociación, también
son analizados.
A. Precio Justo
El Acta de Iguazú, base del Tratado de ITAIPÚ, consagra
en su punto IV que la energía producida en el área de
influencia de ITAIPÚ será dividida en partes iguales entre los
dos países, siendo reconocido a cada uno el derecho de
preferencia para la adquisición de cualquier cantidad que no
sea utilizada por uno de los países a un precio justo.
Posteriormente, el Tratado contempló el pago de la
compensación por cesión de energía, siendo este el único
beneficio recibido por el país cedente, en este caso Paraguay,
por la cesión de energía.
Así, el Paraguay en sus reclamos reivindica una
compensación justa, igual a la diferencia entre el precio justo y
el costo del servicio.
No obstante, la definición de una compensación justa no es
una tarea trivial debido a la naturaleza de los precios de la
electricidad en los mercados eléctricos liberalizados.
Podría definirse como referencia de precio justo el precio al
que se transa la energía en el mercado competitivo; sin
embargo, es sabido que este precio es dinámico y en muchos
casos con gran volatilidad. Esto nos indicaría que una
compensación justa también tendría estas características, lo
que implicaría la necesidad de establecer algún mecanismo
dinámico de corrección de dicha compensación.
Así, una aproximación para una compensación
efectivamente justa podría ser el precio del mercado eléctrico
en el Brasil, en el caso donde no es considerada la posibilidad
de la venta de la energía a terceros países.
En dicho sentido, lo acordado durante las negociaciones
parece ser razonable. La posibilidad de que ANDE pueda

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vender en forma gradual en el mercado brasileño parte de la
energía excedente correspondiente al Paraguay, brindaría un
mecanismo donde el beneficio del Estado paraguayo
provendría de su gestión en el mercado brasilero.
Como ha sido expuesto, en la actualidad la ELETROBRAS
es la encargada de comercializar la energía proveniente de
ITAIPÚ con las distribuidoras brasileras. Dentro de la tarifa de
repase a las distribuidoras está contemplado el componente
referido a la compensación al Estado paraguayo por la cesión
de energía.
La ELETROBRAS realiza este servicio, sin fines de lucro,
los excedentes o déficits en el resultado de la cuenta de
comercialización son transferidos al consumidor cautivo en
forma de bonus o recargos en el siguiente ejercicio.
Como es de esperar, existen escenarios donde la
compensación actual puede considerarse “superior” a la
“compensación justa” – i. e., saldo negativo de
comercialización de la ELETROBRAS- y otros donde la
misma es “inferior” a la “justa”, cuando tiene saldo positivo.
En ambos casos, la diferencia es asumida actualmente por el
consumidor cautivo brasilero.
A partir de la participación de la ANDE en el mercado
brasileño, esta diferencia deberá ser asumida por la ANDE, lo
que parecería ser justo, pues brindaría al Paraguay la
oportunidad de capturar en forma exacta el nivel de
compensación por su cesión de energía.
Así, en un hipotético escenario, donde el Paraguay esté
negociando la totalidad de su excedente en el mercado
brasilero, la “compensación justa” provendría íntegramente
del resultado de su cuenta de comercialización en Brasil.
Esto se cumple considerando como único mercado potencial
el mercado brasilero, dado que si es considerada la posibilidad
de la venta a otros mercados que ofrecen mejores
oportunidades, la compensación justa estaría definida por el
costo de oportunidad de la energía paraguaya.
B. Libre disponibilidad del excedente paraguayo
En principio, analizando los Artículos XIII y XIV del
Tratado, y varios numerales del Anexo C, no habría
impedimento para que el Paraguay, por medio de ANDE, o
empresa paraguaya que esta indique, pueda comercializar su
energía en el mercado brasilero. Sin embargo, para determinar
la viabilidad de la comercialización a terceros países es clave
la interpretación del Artículo XIII del Tratado de ITAIPÚ, que
establece: “…siendo reconocido a cada uno de ellos el
derecho de adquisición, en la forma establecida en el Artículo
XIV, de la energía que no sea utilizada por el otro país para
su propio consumo”.
El Artículo XIII arriba mencionado contempla el derecho de
adquisición; sin embargo, este derecho es considerado como
un derecho de preferencia (Artículo IV del Acta de Yguazú),
no de exclusividad. Esto implicaría que el Brasil tendría la
prioridad en la adquisición de la energía no utilizada por el
Paraguay a niveles de precios equivalentes al costo de
oportunidad de la energía paraguaya en mercados
internacionales.
Como expresamos más arriba, una interpretación apresurada
del concepto de propio consumo expresado en el Artículo
XIII, en principio parecería limitar al uso y consumo que se
realice en Paraguay y excluiría la exportación a terceros
6
países. Sin embargo, una interpretación distinta permitiría
considerar el propio consumo como el acto de adquisición de
la energía por el Paraguay, sin que fuera exigible que,
posteriormente, la ANDE la destine al abastecimiento de sus
consumidores
cautivos,
pudiendo
transarla
con
comercializadoras de energía en el Paraguay, que a su vez
podrían vender libremente, incluso con terceros países.
En ese sentido, existe un antecedente de adquisición de
energía de ITAIPÚ por parte de la ANDE y su posterior
comercialización por una empresa privada paraguaya
completamente independiente. Este es el caso de la
distribuidora CLYFSA, la cual distribuye y suministra energía
eléctrica a consumidores finales no conectados directamente a
la red de la ANDE [17]. Teniendo en cuenta que CLYFSA es
catalogada por la ANDE como un gran consumidor, esta
empresa podría disponer libremente de la energía adquirida de
la ANDE e incluso exportarla a terceros países.
Cabe mencionar que el concepto de “propio consumo” no
está definido en el Tratado, por lo que cualquier interpretación
es legítima. Asimismo, cualquier planteamiento debe analizar
previamente la capacidad de Paraguay, desde un punto de
vista técnico, de aprovechar dicha energía para exportarla,
directa o indirectamente, a terceros países.
A partir de estos análisis, parece no ser necesaria ninguna
alteración del Tratado para que sea factible la venta de energía
paraguaya de ITAIPÚ a terceros países.
Sin embargo, hasta el momento el Gobierno brasilero
mantiene su postura firme al respecto, la energía excedente
paraguaya debe ser vendida exclusivamente al mercado
brasilero hasta el vencimiento del tratado, el año 2023. En este
sentido, podría ser interpretada la negociación del incremento
en los conceptos de cesión de energía, tratando de compensar
al Estado paraguayo, en una forma indirecta su imposibilidad
de disponer libremente de la energía que le corresponde.
C. ANDE en el mercado brasilero. Riesgos y oportunidades.
La negociación surgida a partir de los reclamos paraguayos
condujo a un acuerdo que contempla la posibilidad de la
comercialización directa de la ANDE en el mercado libre
brasilero de los excedentes asociados a la energía
correspondiente al Paraguay y no consumida por este, pero
contratados por la ANDE.
A partir del nuevo escenario, la ANDE deberá tomar la
decisión de qué porción de energía a la que tiene derecho de
adquisición comercializará en el ACL, y qué porción será
cedida -según los términos del Tratado- al Brasil, recibiendo
como beneficio la compensación por cesión de energía.
La alternativa de la comercialización en el ACL tiene como
objeto el incremento de la remuneración del Paraguay por su
energía cedida; sin embargo, puede generar riesgos para la
ANDE no presentes en el actual modelo de contratación.
Así, deberán ser analizados por la ANDE nuevos factores
en la comercialización: los costos de transacción teniendo en
cuenta las garantías exigidas en los procesos de contratación,
así como los requerimientos de sistemas de gerenciamiento y
liquidación exigidos por la CCEE, además de los costos de
utilización y acceso a las redes de transporte.
Además, el factor técnico de riesgo más importante es el
riesgo hidrológico, donde debido a la incertidumbre de los

7. th
THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009
afluentes hidrológicos podrían aparecer en diferencias entre lo
ofertado y lo producido.
En los contratos bilaterales de suministro de energía, el
comercializador tiene el compromiso de suministrar una
cantidad predefinida de energía. Por lo tanto, siempre que la
(real) cantidad producida es inferior a la cantidad contratada,
el comercializador se convierte en el responsable de la compra
de la diferencia en el mercado a corto plazo. En el caso de las
centrales hidroeléctricas, existe una correlación negativa entre
la capacidad de producción y los precios del mercado de corto
plazo, por ello, por lo general, aparecen picos de precios en
situaciones donde la generación hidroeléctrica es incapaz de
producir completamente su energía comprometida. Esto
genera importantes riesgos financieros relacionados con el
riesgo hidrológico [18].
Otro riesgo que debe ser tenido en cuenta por la ANDE es
el riesgo cambiario, ya que de acuerdo al tratado, la
contratación de la energía de ITAIPÚ debe ser realizada en
dólares, mientras que su posterior comercialización en el
mercado brasilero debe ser realizada en reales. Existen
reajustes de la tarifa de contratación en el mercado libre según
el Índice General de Precios de Mercado –IGP-M, sin
embargo este reajuste puede resultar insuficiente, por ejemplo
en escenarios de grandes devaluaciones.
Actualmente, el nivel de precios en que se comercializa la
energía en el ACL es superior (alrededor de 130 R$/MWh) al
precio que ELETROBRAS vende la energía de ITAIPÚ en el
ACR (113 R$/MWh) [19]; sin embargo, obviamente la
migración de alrededor de 3 mil MWmed del mercado
regulado al libre originará una importante variación en los
perfiles de precio de ambos mercados.
Un razonamiento simplificado concluiría, que el precio en
el ACL debería descender por el incremento de oferta, y en el
ACR incrementar por la disminución de la misma, tendiendo
así a la convergencia de los precios de dichos mercados.
No obstante, el problema es mucho más complejo y son
muchas las variables que fijan el nivel de precio. En ese
contexto, los valores en el ambiente de contratación libre están
en continua variación, dependiendo en gran medida del
escenario económico e hidrológico del Brasil.
Así, es posible esperar escenarios donde la remuneración
de la ANDE por la venta de la energía de ITAIPÚ sea con el
tiempo muy superior a la remuneración actual, representando
una gran oportunidad para la ANDE, por otro lado, existen
posibilidades de que el nuevo esquema de comercialización
signifique un resultado comercial negativo para el Paraguay,
lo que es un riesgo que debe ser tomado en cuenta a la hora de
trazar las estrategias óptimas de comercialización.
Finalmente, es importante analizar el impacto del acuerdo
alcanzado para la construcción de la línea de transmisión en
500 kV mediante fondos de ITAIPÚ. Como fue descripto en la
Sección II, los gastos de explotación de la ITAIPÚ forman
parte del CUSE; de esta forma, la utilización de recursos de
ITAIPÚ para la ejecución de cualquier proyecto importante,
como ser la línea en 500 kV, es esperado que repercuta
negativamente en el CUSE del ejercicio siguiente. La ANDE,
operando en el ACL, necesita minimizar el CUSE de modo a
7
maximizar su margen de ganancia en el mercado libre,
precisando así, que sean minimizados los gastos de gestión y
explotación de ITAIPU.
Desde este punto de vista, parecerían ser preferibles
mecanismos de inversión a partir de recursos financieros
genuinos del Estado paraguayo. Propuestas para este fin son
expuestas en la siguiente sección.
VI. PROPUESTAS PARA EL APROVECHAMIENTO ÓPTIMO DEL
POTENCIAL ENERGÉTICO DEL P ARAGUAY
A. Consumo eléctrico como mecanismo de desarrollo
económico
La relación existente entre el consumo de energía y el
desarrollo económico es bien conocida en la literatura
económica energética. La relación causal entre el consumo de
energía y el crecimiento económico ha sido el tema principal
de economistas y analistas políticos desde la década de los 70.
Kraft & Kraft, en 1978, fueron los pioneros en estudios
basados en el funcionamiento causal entre el PNB y el
consumo de energía eléctrica de los Estados Unidos [20].
Estudios más recientes abordan el mismo tema: Beenstock et
al, 1981; Samouilidis et al., 1984; Yu et al., 1985; Erol et al.,
1987; Cheng et al., 1997; Yang, 2000; Stern, 2000; Adjaye,
2000; Ghosch Sajal, 2001; Morimoto et al., 2004; Jalava et
al., 2008; todos indican la existencia de escenarios de relación
causal directa entre estas dos variables [21], [22], y [23].
En ese contexto, Sajal Ghosh, en su artículo “Electricity
consumption and economic growth in India” (2002), ha
investigado sobre la relación entre el consumo de energía
eléctrica y el PBI per cápita de India en el periodo
comprendido desde 1950-1951 hasta 1996-1997. En su
artículo se observa una fuerte correlación en la evolución de
ambas variables. Ghosh concluye que el crecimiento del PBI
está relacionado en gran medida con el aumento del consumo
de energía eléctrica.
El Paraguay es un país de gran potencial hidroeléctrico; sin
embargo, en los últimos años ha centrado mayor atención a la
creación de mejores oportunidades para la exportación de su
energía, que al establecimiento de políticas de incentivos para
el crecimiento económico a través del aumento del consumo
eficiente de la producción eléctrica del país.
Desde un punto de vista macro, para el Paraguay sería más
favorable incentivar el consumo de su energía a través de la
instalación de industrias electrointensivas, generando de este
modo puestos de trabajo y la movilización de la economía
interna, en lugar de vender su energía, incluso a un precio
justo, en mercados eléctricos extranjeros.
No obstante, existe una importante restricción técnica que
imposibilita este tipo de políticas: la red de transmisión.
Actualmente, el sistema de transmisión de energía eléctrica
está operando al límite de su capacidad máxima, y necesita
con urgencia inversiones para la expansión de sus redes, que le
permitan abastecer el crecimiento natural del consumo
eléctrico del país y con mayor razón en presencia de políticas
de crecimiento de consumo eléctrico eficiente. Por lo tanto,
para la aplicación de políticas de incentivo de consumo,
deberán ser analizados, en primer lugar, los mecanismos de

8. th
THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009
inversión para la expansión de las redes de transmisión.
B. Inversiones en el sistema de transmisión eléctrico
paraguayo a través de nuevos mecanismos de financiamiento
La ANDE, encargada de la expansión de las redes, está
afectada a restricciones presupuestarias y posee una limitada
capacidad de financiamiento para obras de tal envergadura.
Por ello necesita de mecanismos que le faciliten el acceso a
capital a costo financiero razonable y hagan factible la
ejecución de la mencionada expansión.
Para estos fines, el fideicomiso podría ser considerado
como un mecanismo de financiamiento e incentivo de
inversión, y a su vez, podría tener un impacto positivo en el
desarrollo económico del país.
El fideicomiso es una figura jurídica con reconocimiento
internacional [24], que ha adquirido relevancia en el mundo de
negocios, dado que permite que todo tipo de bienes, flujos de
fondos o derechos se aíslen, en un patrimonio de afectación
independiente, y que dicho patrimonio quede totalmente
indemne tanto a las circunstancias crediticias como legales
propias de las partes participantes. Así, los bienes
fideicomitidos responden exclusivamente a las obligaciones
asumidas por el fiduciario en la ejecución y cumplimiento del
fideicomiso.
A diferencia de los contratos comunes en los que se
reconocen solo dos partes, en los fideicomisos pueden
distinguirse otros intervinientes: el fiduciante es propietario
original, constituye el fideicomiso, transfiere su propiedad al
fiduciario a quien instruye los encargos que deberá cumplir, y
determina el/los beneficiario/s y el/los fideicomisario/s. El
fiduciario, persona física o jurídica, es a quien se transfieren
los bienes y quien está obligado a administrarlos para el
cumplimiento de la finalidad del contrato. Por su parte, el
beneficiario es la persona, física o jurídica, en cuyo beneficio
se constituye el fideicomiso. Finalmente, el fideicomisario,
destinatario final de los bienes, es la persona a quien, pasado
un tiempo o cumplidas las condiciones, se le volverá a
transmitir el dominio de la cosa por parte del propietario
fiduciario. Según el tipo o especie de fideicomiso, pueden
aparecer otros intervinientes tales como: un organizador, un
custodio, un cofiduciario, depositario, agentes de cobro
(servicer), agente colocador, asesores legales, asesores
financieros, calificadoras, auditores [25].
Los fideicomisos pueden ser de Inversión, de
Administración, de Garantía, Financieros y Públicos. Sin
embargo, un fideicomiso puede ser estructurado en forma pura
o combinando las especies anteriores. El fideicomiso público
se caracteriza especialmente por la participación del Estado y
por la forma en que los fondos fiduciarios son creados: por
medio de leyes y decretos, que fijan sus objetivos y
características, así como las condiciones y términos a los que
estará sujeto el fideicomiso. Por lo tanto, tienen origen en el
derecho administrativo, sin perjuicio de la aplicación
supletoria de la ley civil. Así, el Estado por intermedio de uno
de sus órganos y en carácter de fideicomitente, transmite la
propiedad de bienes de su dominio público o privado, o afecta
fondos públicos, a un fiduciario, con objeto exclusivo,
específico, determinado por ley, de interés público [25].
8
Blanco et al. [26] analizan el impacto de los fideicomisos
financieros en el financiamiento e incentivo de inversiones en
la red de transmisión en mercados eléctricos liberalizados y
concluyen que, mediante este esquema de financiamiento es
posible reducir los costos financieros e incentivar la expansión
del sistema de transporte mediante inversiones de capital
privado. Asímismo, presentan las experiencias de fideicomisos
aplicados al sector energético argentino y cómo esta
herramienta facilitó el acceso a capital para obras de
infraestructura en escenarios de crisis económicas.
Como fue mencionado anteriormente, el Estado paraguayo
recibe de la ITAIPÚ ingresos correspondientes a dos
conceptos: royalties y compensación por cesión de energía.
Este artículo propone la utilización parcial de dichos
ingresos (genuinos del Estado paraguayo) en inversiones en el
sistema eléctrico paraguayo con el objeto de posibilitar el
aumento del consumo de la energía proveniente de las
centrales hidroeléctricas paraguayas y, con ello, el desarrollo
económico del país.
En este contexto, se propone la creación de un fondo
fiduciario público constituido por una porción de los ingresos
del Estado paraguayo provenientes de la ITAIPÚ necesarios
para el financiamiento de la ejecución de obras de expansión
del sistema de transmisión.
Así, el fideicomiso sería estructurado de la siguiente
forma: el Estado paraguayo cumpliría el rol de fiduciante, a
través de sus organismos: Ministerio de Obras Públicas y
Comunicaciones y ANDE; el fiduciario, el banco o entidad
financiera autorizados a operar como tal; el/los beneficiarios,
los contratistas de obras de infraestructura en el sistema de
transmisión que sean responsables de la ejecución de los
proyectos de inversión, y, finalmente, fideicomisario
(propietario final de los bienes fideicomitidos) sería la ANDE.
Cabe destacar que el patrimonio fideicomitido puede ser
tan amplio como la ley lo contemple. En ese sentido, es
posible incluir en el fideicomiso, además de los recursos
provenientes de ITAIPÚ, recurso provenientes de la ANDE u
otros organismos estatales.
Es importante mencionar como antecedente la Ley
paraguaya N° 2148/03, que crea el Fideicomiso de
Infraestructura Vial. Dicha ley parecería ser un buen modelo
para la implementación del mecanismo de inversión en
infraestructura pública propuesto en este trabajo.
En casos donde sea necesaria una menor contribución
inmediata por parte de Estado para la constitución del
fideicomiso, es posible estructurar el mecanismo de inversión
bajo la figura de un fideicomiso financiero. Esta figura es
capaz de captar capital privado a un menor costo financiero
para la ejecución de la inversión.
El fondo del fideicomiso estaría conformado por aportes
del Estado provenientes de los royalties y compensaciones de
ITAIPÚ. El fideicomiso financiero emitiría títulos de deuda
-garantizados por el bien fideicomitido-, captando capital
privado para el financiamiento de las obras de infraestructura.
Bajo esta figura, el Estado deberá integrar sus aportes al fondo
fiduciario conforme al cronograma o calendario de pago de los
títulos de deuda, evitándose así la necesidad de realizar

9. th
THE 8 LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009
importantes desembolsos al inicio del fideicomiso.
Mediante este mecanismo, es posible captar capital privado
a menores tasas de interés, debido a que el riesgo del
fideicomiso así constituido es significativamente menor al de
los mecanismos de inversión tradicionales.
Como fue mencionado anteriormente, además de las
inversiones en el sistema de transmisión, son necesarias
inversiones en el área productiva. En ese sentido, mecanismos
análogos a los presentados deberían ser estructurados
facilitando el crédito a bajo costo a los inversores interesados
en instalarse en el país (industrias electrointensivas), como
medidas que incentiven el consumo (eficiente) de la energía y
respondan a su vez a políticas de desarrollo económico.
C. Inversiones en el sistema de generación paraguayo.
Oportunidades de arbitraje de precios.
A partir de las negociaciones alcanzadas, un nuevo
mercado se abre para los nuevos generadores de la ANDE o
potenciales
productores
independientes
de
energía
contemplados en la Ley paraguaya 3009/2006. Estos
generadores tendrían libre acceso al mercado brasilero
conforme al acuerdo alcanzado, además de otros potenciales
mercados de terceros países. La ley mencionada contempla la
posibilidad de generadores primordialmente basados en gas
natural. El Paraguay es un país que actualmente carece de
yacimientos de gas natural o combustibles fósiles; sin
embargo, cuenta con importantes excedentes de energía
eléctrica.
Es cierto que no tendría ningún sentido generar energía
eléctrica a partir de energía eléctrica en escenarios con
unicidad de precios; sin embargo, esto es una práctica habitual
en escenarios donde existen importantes diferencias de precios
temporales o geográficos.
Este puede ser el caso del escenario resultante de la
negociación. El productor privado vería su beneficio a partir
de la disponibilidad de energía barata en el mercado
paraguayo, con la posibilidad de colocarla a un mayor precio
en el mercado brasilero u otros mercados. Por su parte, la
ANDE vería su beneficio del hecho que la energía generada
por ITAIPÚ sería consumida en el proceso, generándose
energía totalmente independiente de ITAIPÚ, y por ende, sin
la restricción de la venta a terceros países.
Así, este artículo expone dos alternativas de infraestructura
necesaria para la generación de energía eléctrica, conforme fue
descripto (central de bombeo y central de producción de
hidrógeno electrolítico). Primeramente, es pertinente resaltar
algunas cualidades de los sistemas de generación tomados en
este caso, específicamente de la central de bombeo y la
central de producción de hidrógeno.
En un mercado liberalizado, el beneficio de una central de
bombeo se maximiza al operarse como generador cuando los
precios de venta de energía en el mercado son altos, y como
bomba de almacenamiento de fluido cuando dichos precios
son bajos, mientras que en un sistema verticalmente integrado,
es normalmente utilizado como generador para servir a los
picos de carga, y como bomba de retorno del fluido en el
reservorio en los periodos de baja carga. Actualmente, varias
centrales de este tipo están siendo desarrolladas debido a su
9
flexibilidad operacional y a su habilidad de proveer una
respuesta rápida a la variación de los precios de energía en el
mercado spot y a su relativo bajo impacto ambiental [27].
En el caso de la producción de hidrógeno, el principal
componente para la electrólisis del agua es el electrolizador.
Para su análisis se deben tener en cuenta algunas
características, tal como la viabilidad de su producción por
electrólisis, el hecho de poder ser almacenado en cilindros,
comercializado o ser utilizado como vector energético a través
de gasoductos [28].
Para evaluar la vialidad de generación de hidrógeno, es
necesario contemplar tres aspectos, el primero es la
disponibilidad de recurso energético primario, en este caso
energía de ITAIPÚ; el segundo, costo de producción de
hidrógeno vía electrólisis; y por último, los requerimientos
anuales de producción de hidrógeno, tanto para la posterior
generación de energía como para su comercialización en
forma de combustible [28].
En ambos sistemas se tiene adicionalmente como beneficio
el almacenamiento de energía, ya que los mismos pueden
almacenar de manera indirecta las fuentes primarias de
energía, que posteriormente pueden ser transformadas en
energía eléctrica a medida que la variación de carga así lo
requiera. Otra ventaja a obtener es la posible utilización de la
energía vertida no turbinable.
Los mecanismos de inversión presentados en la sección
anterior podrían ser aplicados para la ejecución en inversiones
en esta dirección. Debe notarse la necesidad de extender el
alcance de la Ley paraguaya 3009/2006 para brindar la
posibilidad de la participación privada en emprendimientos
como el expuesto.
VII. CONCLUSIONES
El proceso de negociación entre Paraguay y Brasil
concluyó con reivindicaciones parciales de los reclamos
paraguayos. Fue elevado el nivel de compensación y se
permitirá a la ANDE a operar en el mercado libre brasilero.
Esto último representa un importante desafío para la ANDE en
corto plazo, considerando los riesgos y oportunidades
presentes en el nuevo escenario de comercialización. En lo
referente al reclamo paraguayo de la libre disponibilidad de su
energía, la mesa negociadora abrió la posibilidad recién para
después del 2023, fecha de fenecimiento del tratado.
Además, fue acordada la construcción de la línea de
transmisión de 500 kV por parte de la ITAIPÚ. Esto podría no
ser lo óptimo para la ANDE, en el nuevo escenario de
comercialización, y además, en caso que se busque un total
aprovechamiento de la capacidad de generación paraguaya,
serán necesarias inversiones que complementen dicha obra.
La construcción y expansión de las redes de transmisión,
requieren importantes inversiones que la ANDE, debido a
restricciones presupuestarias, se ve limitada a realizar. Por
otro lado, las vías tradicionales de créditos, debido a los
riesgos de este tipo de inversiones, exigen elevadas tasas de
interés.
El fideicomiso constituye una alternativa jurídica que
permite aislar fondos para un fin específico. Lo que reduce el
riesgo de las tradicionales fuentes de financiamiento.

10. THE 8th LATIN-AMERICAN CONGRESS ON ELECTRICITY GENERATION AND TRANSMISSION - CLAGTEE 2009
AMERICAN
El artículo presentó un modelo de fideicomiso público
e
como un mecanismo útil que permitiría inversiones de bajo
riesgo y atractivas para toda clase de inversores. La
construcción de las redes debe responder a políticas estatales
de desarrollo económico, donde se incentive el consumo
eficiente, impulsando el establecimiento de industrias
electrointensivas en zonas estratégicas del país.
Con independencia del acuerdo alcanzado el 25 de julio de
2009 entre los Gobiernos de Paraguay y Brasil y de su futura
aplicación, el Paraguay puede acceder a financiamiento para la
der
construcción de sus redes de transmisión mediante el empleo
adecuado de la figura del fideicomiso.
Esta figura legal podría, además, fomentar la instalación de
otras generadoras. Entre ellas, de centrales de bombeo y
centrales de producción de hidrógeno electrolítico, que
aprovecharían el bajo costo de generación obtenida desde
ITAIPÚ, para obtener beneficio con la diferencia de precios
,
entre los mercados eléctricos.
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[18]
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VIII. REFERENCIAS
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IX. BIOGRA
IOGRAFÍAS
Laura E. Aguiar, obtuvo el título de Abogada en la
Aguiar
Universidad Nacional de Asunción, Paraguay, en el
año 2007. Actualmente es candidata para alcanzar el
título de Magíster en Economía y Administración
Estratégica de Negocios en la Facultad de Ciencias
Económicas y Empresariales de la Universidad
Católica de Cuyo, Argentina. Sus áreas de interés en
investigación son inversiones en infraestructura
ión
pública, regulaciones en el mercado eléctrico y
,
desarrollo económico.
Gerardo A. Blanco, obtuvo el título de Ingeniero
Electromecánico en la Universidad Nacional de
Asunción, Paraguay en el año 2004. Actualmente es
candidato para alcanzar el título de Doctor en
Ingeniería Eléctrica en el Instituto de Energía
Eléctrica (IEE), de la Universidad Nacional de San
Juan, Argentina. Él es investigador visitante en el
Insitute of Power Systems and Power Economics Technische Universität Dortmund, Alemania y
becario del Servicio Alemán de Intercambio
Académico (DAAD). Sus áreas de interés en investigación son expansión del
sistema de transmisión, opciones reales, inversión bajo incertidumbre.
es
Enrique H Buzarquis,
H.
obtuvo el título de
Ingeniero Electromecánico en la Universidad
Nacional de Asunción, Paraguay, en el año 2004.
Paraguay
Actualmente es candidato para alcanzar el título de
Doctor en Ingeniería Eléctrica en el Instituto de
Energía Eléctrica (IEE), de la Universidad Nacional
de San Juan, Argentina. Él es becario del Servicio
Alemán de Intercambio Académico (DAAD). Sus
Inte
áreas de interés en investigación son energías
renovables y generación distribuida.