El límite de la generación eléctrica en Paraguay

Paraguay basa el 100 % de su generación eléctrica en fuentes renovables, pero el margen de seguridad del sistema se agota. ¿Cuánto tiempo queda antes de llegar al límite de la potencia disponible? ¿Qué alternativas reales existen para incorporar nueva generación? ¿Puede el sector privado resolver lo que el Estado ya no puede financiar?

En este episodio de Plaza Pública, conducido por Yan Speranza, el ingeniero Ángel María Recalde —miembro del IBSTE (Instituto de Profesionales Paraguayos del Sistema Eléctrico), ex presidente de la ANDE, de Petropar y de Yacyretá— y el doctor Victorio Oxilia, especialista en energía, ex presidente de la Organización Latinoamericana y del Caribe de Energía (OLADE) y profesor de la Facultad Politécnica, analizaron la situación del sistema eléctrico paraguayo y las opciones disponibles para ampliar su capacidad de generación.

El estudio del IBSTE y un margen que se agota

Durante el programa se presentó la actualización del estudio que el IBSTE viene realizando desde hace más de diez años, advirtiendo sobre la necesidad de incorporar nueva generación antes de 2028. Se explicó que la potencia total instalada del sistema —incluyendo la incorporación de Acaray— ronda los 9.000 megavatios, cifra que se reduce a unos 7.800 megavatios disponibles al descontar las unidades reservadas para mantenimiento en Itaipú y Yacyretá. Aplicando un margen de seguridad del 20 % ante contingencias como bajantes del río Paraná, la potencia realmente utilizable se ubica en torno a los 6.250 megavatios, frente a una demanda pico que este año alcanzó los 5.752 megavatios. Según lo expuesto, de mantenerse el crecimiento actual, el sistema entraría en “alerta naranja” hacia 2028 y podría alcanzar el límite del margen de seguridad —la “alerta roja”— entre 2030 y 2031.

Potencia y energía: una distinción necesaria

Un eje de la conversación estuvo dedicado a diferenciar los conceptos de potencia y energía. Se explicó que la potencia es el requerimiento instantáneo del sistema, mientras que la energía es la acumulación de ese requerimiento en el tiempo. Se señaló que el sistema paraguayo presenta actualmente dos picos de demanda —uno asociado a las fiestas de fin de año y otro al horario nocturno habitual— y que los picos de mayor exigencia se concentran en los días de temperaturas extremas, cuando el uso de aire acondicionado impulsa la demanda de manera pronunciada.

Pérdidas técnicas y comerciales de ANDE

También se abordó el peso de las pérdidas de energía sobre el margen disponible. Se distinguió entre pérdidas técnicas —inherentes a la transmisión y distribución— y pérdidas comerciales, vinculadas al hurto de energía. Se indicó que el nivel ideal para el sistema paraguayo estaría entre 14 % y 15 %, en línea con el promedio regional del 17 % informado por el BID, mientras que las pérdidas actuales de ANDE rondan el 25-26 %. Se subrayó que reducir esa diferencia equivaldría a liberar una capacidad cercana a la de dos centrales de Acaray.

Alternativas de generación en estudio

Se repasaron las opciones disponibles para ampliar la oferta eléctrica. La eficiencia energética fue señalada como la medida más inmediata, con un potencial de reducción de hasta el 10 % de la demanda pico. Entre las fuentes renovables se mencionó la energía solar fotovoltaica, con experiencias ya instaladas en colonias menonitas del Chaco Central (unos 12 megavatios), en la comunidad aislada de Puerto Esperanza y en paneles flotantes sobre el embalse de Itaipú, con planes de ampliación. También se identificó el potencial eólico en el noroeste del Chaco, el aprovechamiento de biomasa para biogás y la posibilidad de completar la potencia de Yacyretá —hoy con 20 de las 30 unidades previstas en el tratado— o de avanzar en el proyecto binacional de Corpus Christi, ambos sujetos a negociación con Argentina. Se destacó además la opción del gas natural, tanto del subsuelo chaqueño como proveniente de Vaca Muerta, que requeriría inversión en gasoductos pero ofrecería una generación más estable frente a la intermitencia solar.

Marco normativo y el rol del sector privado

Se explicó que ANDE no cuenta con capacidad de inversión propia para nueva generación, por lo que la nueva ley de energías renovables no convencionales —reglamentada hace pocos meses— busca habilitar la participación privada. Se detalló que ya se preparó un pliego para licitar 140 megavatios fotovoltaicos en el Chaco, aunque el proceso continúa sin lanzarse formalmente, en un contexto de incertidumbre sobre el precio que ANDE podría pagar por esa energía. Se señaló también la ausencia de un organismo regulador independiente para el sector eléctrico —equivalente a lo que representa CONATEL para las telecomunicaciones— como un vacío institucional que afecta la previsibilidad necesaria para atraer inversión.

La opción de importar energía de Brasil

Se analizó la posibilidad de importar energía desde Brasil, país que actualmente dispone de más del doble de la potencia instalada que su demanda requiere. Se explicó que esta alternativa enfrenta una limitación técnica: el sistema brasileño opera en 60 ciclos y el paraguayo en 50, por lo que sería necesaria una inversión de varios cientos de millones de dólares en equipos de conversión, con un horizonte estimado hacia 2029.

El episodio permitió describir el estado actual del sistema eléctrico paraguayo y el conjunto de alternativas —eficiencia energética, reducción de pérdidas, generación solar, eólica y a gas, e importación regional— que podrían combinarse para ampliar su capacidad. A partir del análisis de las cifras disponibles, se concluyó que cualquier nueva fuente de generación implicará un costo superior al actual, lo que exige mayor claridad normativa y tarifaria para sostener la política energética del país en los próximos años.