Mientras que los consumidores brasileños pagaron un promedio de US$47,35 por megavatio-hora (MWh) por la energía de la central, el costo para Paraguay fue de US$23,17/MWh, prácticamente la mitad. Esta distorsión se produce a pesar de que Brasil soporta el 78,5% del Costo Unitario de los Servicios de Electricidad (CUSE), recibiendo solo el 64,44% de la energía efectivamente generada.
Este escenario pone de manifiesto una asimetría estructural que trasciende las cifras contables. Esto refleja decisiones políticas tomadas en los últimos años, en detrimento de la lógica técnica prevista originalmente en el Tratado de Itaipú y su Anexo C, cuyo principio central es una tarifa basada estrictamente en el costo del servicio. Con la liquidación de la deuda histórica de la central en 2023, se esperaba una reducción significativa del precio de la energía, medida que, en la práctica, no se materializó.
De una tarifa basada en costos a un precio político: Desde 2022, la gestión tarifaria de la central hidroeléctrica se ha desviado del modelo técnico clásico. En lugar de permitir que la tarifa reflejara la amortización total de la deuda, los consejos de administración de Itaipú optaron por negociaciones políticas bilaterales, manteniendo el valor de la energía en niveles artificialmente altos.
Actualmente, la tarifa eléctrica está fijada en US$ 19,28 por kilovatio (kW). Cálculos técnicos ampliamente difundidos en el sector eléctrico indican que, con la plena aplicación del Anexo C después de 2023, este valor debería rondar los US$ 9/kW. La diferencia superior a US$ 10/kW resulta en un superávit anual de aproximadamente US$ 1.200 millones, equivalente a R$ 6.400 millones, que no está directamente asociado con el costo de generación.
Este superávit se ha convertido en la base financiera de los llamados "gastos socioambientales", un concepto central en la controversia política y regulatoria en torno a Itaipú. El papel de los gastos socioambientales en el impasse. En Brasil, una parte significativa de estos recursos se ha destinado a proyectos de diversa índole, incluyendo inversiones superiores a los R$1.000 millones para obras de infraestructura en Belém (PA), vinculadas a la preparación de la ciudad para la COP 30. En Paraguay, el tema se ha vuelto aún más delicado.
El presidente paraguayo, Santiago Peña, ha defendido públicamente la idea de que los recursos excedentes son fundamentales para la estructuración de las políticas públicas. Al abordar el tema, el líder paraguayo contextualizó la importancia de estos fondos para el desarrollo regional. “La inversión socioambiental puede ser más restringida, pero no puede ser nula”, afirmó Peña, destacando que los recursos son esenciales para áreas como la salud, la educación y la seguridad, especialmente en departamentos históricamente menos desarrollados como Alto Paraná y Canindeyú.
Esta declaración explicita la divergencia de visión entre ambos países: mientras Brasil considera el superávit como un costo excesivo que recae sobre el consumidor, Paraguay lo considera una compensación histórica dentro de la lógica del proyecto binacional. Revisión del Anexo C: Negociaciones estancadas. Las negociaciones formales para la revisión del Anexo C, iniciadas en diciembre de 2025, avanzan lentamente y están rodeadas de tensión diplomática. Por parte brasileña, el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, ha manifestado su intención de volver a la denominada "tarifa de costo", cercana a los 9 USD/kW. Este cambio tendría un impacto directo en la Cuenta de Comercialización de Itaipú, reduciendo los cargos y flexibilizando las tarifas eléctricas para los consumidores de las regiones Sur, Sudeste y Centro-Oeste.
Sin embargo, la resistencia paraguaya a la eliminación casi total del gasto extrasectorial se ha convertido en uno de los principales obstáculos para la convergencia. Más allá del valor de la tarifa, otras dos cuestiones complican aún más el diálogo. Libertad de comercio y ruido institucional. Uno de los puntos más sensibles es la libertad de comercio de la energía paraguaya. El país vecino reclama el derecho a vender su excedente de energía a terceros mercados a precios de mercado, rompiendo así el régimen actual en el que Brasil ostenta derechos de compra preferenciales y, en la práctica, exclusividad. Para el sector eléctrico brasileño, este cambio podría alterar significativamente la dinámica regional de precios y contratos.
Otro factor que pesa sobre la mesa de negociaciones es el entorno institucional. Aunque oficialmente resuelto, las acusaciones de ciberespionaje que involucran a la ABIN (Agencia Brasileña de Inteligencia) en años anteriores aún alimentan un clima de desconfianza, lo que afecta la velocidad y la solidez de los acuerdos.
Medidas de mitigación e impacto para 2026: Ante la creciente presión sobre las tarifas y las fricciones políticas dentro del mercado regulado, Itaipú Binacional anunció una medida de mitigación para 2026: una inversión de US$285 millones.El objetivo es mantener la tarifa transferida a las distribuidoras en US$17,66/kW. La iniciativa busca contener el impacto inflacionario en las facturas de electricidad, que ya acumulan los efectos de los últimos tres años. Aun así, los analistas del sector consideran que se trata de una solución paliativa. La definición estructural del Anexo C será decisiva para el futuro papel de la central en el sistema eléctrico brasileño.
El futuro de Itaipú en juego. Más que una disputa tarifaria, la revisión del Anexo C definirá qué Itaipú prevalecerá en la próxima década. Por un lado, una central hidroeléctrica centrada en la moderación tarifaria, que refuerce la competitividad de la industria y proteja al consumidor final. Por otro lado, una Itaipú que consolide su función como instrumento de financiación de políticas públicas y obras públicas, con costos diluidos en la tarifa energética.
Para el sector eléctrico, el resultado tendrá impactos directos en los precios, la planificación energética y la credibilidad regulatoria. Para los consumidores brasileños, la ecuación es clara: mientras persista el impasse, la factura de electricidad seguirá teniendo un costo que va mucho más allá de la generación de energía.
Fuente: CE