“Por qué necesitamos energía de Itaipú, que cuesta alrededor de R$ 300 por megavatio-hora (MWh), si en una nueva subasta de energía, la conseguimos por menos de R$ 150 por MWh”, preguntó el vicepresidente de regulación energética de Energisa, Fernando Maia, durante el Congreso de Innovación en Distribución de Energía Eléctrica (Cide), en São Paulo.
En dólares americanos, las referencias de Maia se traducen en USD 56,28 MWh por la energía de Itaipú.
Por su parte, el presidente de Celesc, Tarcísio Estefano, recordó que Itaipú fue una planta fundamental para el desarrollo de Brasil. Sin embargo, es un proyecto amortizado y necesitaría adaptarse a esta nueva realidad. “Ella (Itaipú) está pagada, ¿necesita mantener el mismo precio? La respuesta es no (…). Si va al mercado libre no venderá al precio actual y tendrá que adaptarse al precio; y lo mejor que hay es competencia. Y mientras Itaipú cuesta R$ 300 por MWh, una planta fotovoltaica cuesta R$ 150 por MWh”, aseveró.
Según Energisa y Celesc, el alto costo de la energía repercute en los consumidores brasileños por la obligación de incluirla en las carteras de las distribuidoras. Según las normas del Tratado que rige la usina, el 100% de la energía de Itaipú es pagada obligatoriamente por los consumidores brasileños y paraguayos. Como Paraguay no consume toda la energía a la que tiene derecho, más del 80% la pagarán los brasileños.
Más. Maia dijo que es importante encontrar mecanismos que no aumenten la tarifa y los consumidores regulados (atendidos por las distribuidoras) tendrían mayor ventaja si las concesionarias pudieran comprar energía en subastas.
“La contratación de energía en el mercado regulado se realiza en subastas y las distribuidoras asumen la responsabilidad de los contratos de las centrales térmicas de petróleo, carbón y gas natural, las nucleares y la central de Itaipú Binacional.
Son los llamados contratos legados, en la jerga de la industria que aportan seguridad al Sistema Interconectado Nacional (SIN), pero tienen un costo mucho mayor que otras fuentes renovables”, detalló Valor Econômico.
Añadió que el gasto anual de USD 2 mil millones terminó con el fin de la deuda de construcción; sin embargo, solo en 2023, más de USD 921 millones fueron canalizados para cubrir gastos no relacionados con la generación de energía, de acuerdo a los estados financieros e Informe de los Auditores Independientes publicados por la empresa.
