Paraguay cuenta con una de las matrices eléctricas más limpias del mundo, con más del 99% de su electricidad proveniente de fuentes hidroeléctricas como Acaray, Itaipú y Yacyretá. El país exporta alrededor del 70% de la energía que produce, principalmente a Brasil, y mantiene superávits eléctricos sostenidos.

El Ingeniero Ángel María Recalde, especialista en energía y miembro del Instituto de Profesionales Paraguayos del Sector Eléctrico (IPPSE) realizó un análisis completo de la cadena eléctrica del país, haciendo énfasis en la necesidad de avanzar hacia un modelo más diversificado y resiliente para evitar un futuro complicado.

Señaló que si bien la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) lleva adelante su Plan Maestro apuntó que existe un rezago en la inversión en nuevas fuentes de energía eléctrica, lo que resulta preocupante teniendo en cuenta el aumento de la demanda y su crecimiento constante, teniendo un pequeño margen hasta el 2027, año en el que ya no se podrá abastecer la demanda. 

En esa línea, y teniendo en cuenta que instituciones públicas como la ANDE, trabajan en esa posibilidad, Recalde sugiere como salida rápida, apostar por la generación a través de centrales fotovoltaicas, utilizando paneles solares, siendo esta una de las salidas más rápidas a la situación actual. Teniendo en cuenta estas condiciones, mencionó que es importante empezar a trabajar en soluciones reales para la crisis energética que podría registrar el país. 

¿Cuál es la capacidad actual de generación de energía eléctrica en Paraguay?

Como vamos a utilizar mucho los términos "Mega Watts" o "Megavatios" (MW) y "Giga Watts hora" o "Gigavatios hora" (GWh), se aclara que la primera es unidad de medida de la potencia eléctrica y la segunda de la energía (utilización de la potencia en el tiempo). MW significa millones de Watts y GWh millones de kilovatios hora (kWh).

La generación de electricidad en el país se basa casi exclusivamente en Centrales Hidroeléctricas, una de ellas 100% nacional y otras dos binacionales compartidas con nuestros socios condóminos en un 50% por cada país.

La Central Acaray, con más de 50 años de funcionamiento y actualmente en etapa de modernización, cuenta con una potencia de 218 MW. 

Itaipú cuenta con una potencia nominal de 14.000 MW con 20 máquinas de 700 MW cada una. La potencia disponible para contratación es de 12.135 MW, luego de haber previsto dos máquinas en mantenimiento, 495 MW como reserva de potencia y 40 MW de consumo propio. Con esto la potencia disponible por país es de 6.068 MW.

Yacyretá tiene instalada 20 máquinas de 155 MW cada una totalizando una potencia nominal de 3.100 MW. Como criterio operativo, se consideran dos máquinas en mantenimiento y el consumo propio de la Central es de 28 MW. Por lo tanto, la potencia disponible para ser utilizada es de 1.381 MW para cada país.

En cuanto hace a la energía generada por las mencionadas potencias en cada una de las centrales, la misma dependerá casi en exclusividad de la cantidad de agua disponible para ser turbinada o dicho de otra manera dependerá del caudal de los ríos, Acaray más Yguazú para la Central de la ANDE y del Paraná para el caso de las dos binacionales.

En un año hidrológicamente bueno (no excelente), Acaray puede generar 900 GWh; Itaipú en torno a 88.000 GWh y Yacyretá 18.000 GWh. 

Para atender al mercado eléctrico paraguayo, la potencia disponible en las tres hidroeléctricas de 7.667 MW, inferior a los 8.760 MW  (suma de la mitad de las potencias nominales de las binacionales, más la potencia nominal de Acaray), que suele anunciarse como disponible, de manera equivocada. 

Existen pequeñas centrales fotovoltaicas localizadas en: el Chaco Central (Colonias Menonitas), en el Alto Paraguay y en el Departamento Central, que en conjunto no alcanzan 10 MW de potencia.

¿Existen planes para diversificar la matriz energética con fuentes como la solar o eólica?

Sí a las centrales hidroeléctricas que están hoy en funcionamiento, agregamos otros emprendimientos futuros basados en la utilización del agua para generación eléctrica, como: Corpus; Itá Corá - Itatí; Aña Cuá; ampliación a 30 máquinas las actuales 20 de Yacyretá y al aprovechamiento de nuestros ríos interiores, estaríamos con una disponibilidad de potencia total de en torno a 12.000 MW, habiéndose agotado con esto todo nuestro potencial hidroenergético.

Los tres últimos años cerrados (2022-2024) tuvieron un crecimiento promedio anual del 10% en la demanda de potencia, sí este promedio se mantiene, estaríamos llegando a valores cercanos a 12.000 MW para el año 2033 o a lo sumo para el 2035, si se consideran crecimientos menores (8% anual acumulado).

De los emprendimientos mencionados, el único que está en construcción, aunque con serios atrasos, es la maquinización del Brazo Aña Cuá, los demás, están solo en los papeles. 

Los emprendimientos como Corpus o Itá Corá - Itatí, por sus dimensiones y sus complejidades, de acuerdo a los especialistas, se puede esperar que a partir de la decisión de construirlos, recién en aproximadamente 12 años entraría en operación la primera máquina.

Esto último nos lleva a concluir que la demanda de potencia superará a la oferta proveniente de centrales hidroeléctricas hoy en servicio más el 50% de Aña Cuá (135 MW), para el 2030, año en el que se puede esperar que la demanda máxima sea de en torno a los 8.000 MW.

¿Qué soluciones son viables para evitar esta crisis energética?

En este escenario, lo único que se puede hacer es apuntar a la instalación de centrales fotovoltaicas y eólicas (en menor grado), por la rapidez en la adquisición e instalación de la primera opción. La ANDE en su Plan Maestro de Generación 2021 - 2040, basa la atención del crecimiento en la instalación de generación fotovoltaica con bancos de batería de potencia, acompañado de la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas en nuestros ríos interiores. Lastimosamente ese Plan está con cuatro años atrasos, por lo que hasta hoy no se tiene en funcionamiento ninguna fuente de generación nueva, proveniente de ese Plan. De acuerdo al mismo para el 2024 tendrían que estar en servicio nuevas fuentes de generación y bancos de baterías que en potencia hubiesen superado a una máquina de Itaipú (700 MW). 

En el mencionado Plan no existe generación eólica, pero se tiene conocimiento de la propuesta de una empresa privada que, dentro de la Ley de Alianza Público Privada (APP), prevé la construcción de una central fotovoltaica y la instalación de un parque de generación eólica, en el chaco paraguayo, cada uno de 100 MW de potencia. 

Pero es importante pensar a medio y largo plazo. Si bien la opción fotovoltaica con banco de baterías es interesante y puede aliviar el problema, no podemos basar todo nuestro crecimiento en esa opción, fundamentalmente porque tiene una disponibilidad "intermitente", eso es lógico ya que el aprovechamiento solar es posible solo cuando el sol está presente. A la noche no se cuenta con energía solar y en los días nublados y de lluvias se tornan de muy bajo rendimiento (de ahí la importancia del respaldo del banco de baterías).

Entonces, ¿qué debemos hacer en el futuro? La respuesta nos lleva a considerar nuevas fuentes de generación eléctrica firme (constante, no intermitente). Ahí podrían aparecer opciones como generar en base a combustibles fósiles, esta opción se viabilizaría fuertemente si se explota el gas natural, que según los expertos, tenemos en el país y/o que se concrete el proyecto de contar con un tramo del gasoducto argentino-brasileño por el chaco paraguayo. Otra opción posible y de la que se está hablando en los últimos tiempos como una posibilidad, es la producción basada en energía nuclear, aunque tanto en la Política Energética del Gobierno, como en el Plan Maestro de Generación de la ANDE, no se incluye la opción nuclear para la matriz energética de producción. 

No obstante, el responsable de la Autoridad Reguladora Radiológica y Nuclear (ARRN), informó que, por instrucciones del Presidente de la República, se proyecta integrar la energía nuclear en la matriz energética nacional. Aunque Paraguay no cuenta con esta tecnología actualmente, afirmó que el país sigue el proceso utilizado para introducir esta energía, buscando unirse al grupo de naciones con capacidad nuclear.

¿Cómo afecta el cambio climático a la generación hidroeléctrica en Paraguay?

Una de las manifestaciones más notables del cambio climático son las sequías y crecientes cada vez más frecuentes y extremas en las cuencas de los ríos Paraná, Paraguay y Pilcomayo. La escasez de agua en el Paraná reduce la capacidad de generación de las hidroeléctricas binacionales, causando déficits en la disponibilidad de potencia y energía eléctrica. En los últimos años, en tres de ellos, la Itaipú no pudo cumplir con la producción de la "energía asegurada", poco más de 75.000 GWh en el año, a pesar de que la definición de la misma está basada en la existencia con "95% de probabilidad que sea alcanzada". A efectos comparativos, se puede mencionar que en el año 2016 generó más de 100.000 GWh y su promedio hasta hace 10 años atrás estaba por arriba de los 90.000 GWh/año.

Este fenómeno tiene un doble impacto económico en nuestro país, por un lado, al disminuir la generación, se reducen los ingresos por Royalties (al Tesoro Nacional) y por Resarcimiento de las Cargas de Administración y Supervisión (a la ANDE), ya que los mismos son directamente proporcionales a la cantidad de energía generada en la central. Y por el otro, al disminuir la producción también disminuye la energía no utilizada por Paraguay. La opción de compra de esta porción de energía es lo que nuestro país cede al Brasil y a la Argentina, por ende, también disminuyen los ingresos derivados de esta transacción. 

El cambio climático representa uno de los mayores desafíos para el sector energético global. La energía hidroeléctrica, a pesar de su papel clave en la generación de electricidad renovable, es vulnerable a las alteraciones de los patrones climáticos.

Es imperativo avanzar hacia un modelo energético más diversificado y resiliente, que combine fuentes limpias y tecnológicamente avanzadas. Este enfoque es crucial para asegurar una transición energética justa y sostenible.

¿Cómo ha evolucionado la demanda de potencia y el consumo de energía eléctrica en los últimos 10 años?

En el período considerado, tanto la demanda de potencia como el consumo de energía, se han duplicado. La primera pasó de 2.619 MW en el 2014 a 5.027 MW en el 2024, mientras que el consumo de energía fue de 13.450 GWh a 26.143 GWh en el mismo lapso. Entre el 2020 y el 2021 la disminución del crecimiento de ambas fue notable, debido a la pandemia.

Si centramos nuestra atención en los últimos tres años cerrados (2022-2024), el promedio de aumento anual de la demanda de potencia fue de 417 MW (dos veces la potencia de Acaray) y el consumo de energía aumentó, en promedio anual, 2.520 GWh (dos veces y media la producción de Acaray en un buen año hidráulico).

 ¿Cómo afecta el consumo energético industrial al desarrollo del país?

Nuestro país se ha caracterizado por basar su actividad económica en la producción agrícola y ganadera. En ese sentido, hemos avanzado mucho en los dos rubros; por un lado, la producción agrícola ha pegado un gran saldo tanto en lo cuantitativo como en lo cualitativo, lo que ha hecho del Paraguay un importante exportador agrícola, por otro lado, es importante reconocer que la carne bovina paraguaya hoy es considerada entre las mejores del mundo. También la carne porcina, está desarrollando su propio mercado internacional.

Lastimosamente, hay que reconocerlo, es poco o casi nada el valor agregado que se la ha dado a tan buena producción. 

De acuerdo a la Memoria Anual 2023 de la ANDE, último publicado, solo el 1,9% de toda la energía eléctrica consumida en el país está destinada a la industria, aunque también deben existir consumidores industriales en otras categorías de consumo, ejemplo en suministros en alta y muy alta tensión. Dicho esto, es muy probable que el consumo industrial esté cercano al 10%.

El consumo en las residencias es la más importante y esto se refleja fuertemente en el diagrama de carga (variación de la potencia demandada en el tiempo). Si tomamos un diagrama diario (24 horas), se puede notar la existencia de picos de carga en hora de la siesta y en las primeras horas de la entrada de la noche, los dos producidos esencialmente por aparatos de refrigeración (aire acondicionado). Existen además valles muy pronunciados a la madrugada y en ciertas horas del día. 

Lo comentado nos lleva a tener un factor de carga por debajo del 55%. Esto significa que de toda la energía que podría haber producido la potencia máxima demandada en 24 h, hemos utilizado un poco más de la mitad.

Lógicamente, el consumo energético industrial tiene un impacto significativo en el desarrollo del Paraguay, ya que la energía es un insumo insustituible para la producción.

Si nuestro país quiere lograr un fuerte impulso económico; generar importante cantidad de empleo; desarrollar la cadena de valor; aumentar las exportaciones; diversificar la producción e incluso avanzar hacia la innovación tecnológica, debe propiciar y facilitar la radicación de industrias.

Lógicamente, para atraer inversiones es fundamental tener un suministro eléctrico de buena calidad, entendiéndose como tal al suministro sin interrupciones, estable en los niveles de tensión y con frecuencia constante. Tan importante como los aspectos mencionados es la seguridad del suministro en el transcurso del tiempo, así como el valor de las tarifas.

¿Qué alternativas tiene Paraguay para vender su excedente energético a otros mercados?

De acuerdo con los Tratados suscritos con el Brasil (Itaipú) y Argentina (Yacyretá), ambos en su Artículo XIII, otorga a los socios condóminos el derecho de adquisición de la energía no utilizada por por el otro país para su propio consumo. En la práctica esto significa que nuestro país, quien en ambos casos no utiliza toda la energía que le corresponde adquirir, cede el derecho de adquirir la energía

no utilizada a su contraparte. De ahí las compensaciones recibidas por el país en carácter de Cesión de Energía.

Esto último es un concepto muy importante, normalmente mal interpretado incluso por "expertos", en efecto, Paraguay NO vende energía, cede el derecho de adquirirla. Lógicamente, si vendiéramos la energía no utilizada, implicaría que antes lo hemos comprado, cosa que no lo hacemos, la energía lo adquiere aquel a quien le hemos cedido el derecho a hacerlo.

Una de las reivindicaciones reclamadas por nuestros ciudadanos es la de conseguir que podamos vender la porción de energía que tenemos derecho a adquirir y no utilizamos para nuestro consumo interno, a terceros países.

Esta posibilidad tropieza con dificultades, una de ellas los propios Tratados con ambas binacionales, los que pueden ser modificados, con buenas negociaciones. 

Cuando pensamos en exportar a terceros países, hablamos de países no limítrofes, como Chile y Uruguay. Alguna vez ya se intentó comercializar con los mencionados países, pero como para ello necesariamente debíamos utilizar redes eléctricas, en estos casos de Argentina y que son privadas, el costo del peaje por la utilización de las mismas, han inviabilizado las operaciones.

De ahí que la posibilidad de exportar nuestra energía eléctrica prácticamente se reduce a Brasil y Argentina. Nótese la no mención de Bolivia en esta posibilidad, fundamentalmente por la falta de infraestructura eléctrica para llegar a la frontera con ese país.

En ese sentido, ANDE en el 2024 licitó la venta de 100 MW de la Central Acaray para su comercialización en el mercado eléctrico brasileño. Once empresas del vecino país mostraron interés en el proceso, pero solo siete presentaron ofertas. Seis de ellas variaron desde 7,73 USD/MWh a 12 USD/MWh y solo una ofreció 21 USD/MWh. 

Evidentemente estos precios reflejan que en el ambiente de contratación libre brasileño están muy bajos en comparación con el valor de la energía asegurada de Itaipú que está por arriba de 37 USD/MWh. Esto implica que si la ANDE vende energía de Acaray por 21 USD/MWh, va a reponer la misma desde Itaipú pagando mucho más. Esto de hecho inviabiliza la operación, salvo que por cuestiones estratégicas se quiera ingresar en el mercado eléctrico brasileño sin importar el costo.

En el mercado argentino los precios aún están muy deprimidos por lo que los valores de la energía producida por Yacyretá está muy por arriba del promedio del mercado.

¿Cómo está la infraestructura de transmisión y distribución eléctrica en Paraguay?

La presencia desde hace algunos años de las primeras líneas de transmisión en 500 kV y las estaciones transformadoras de esa tensión a otras tensiones de servicio, había dado cierta holgura al sistema eléctrico. Esta situación hoy está totalmente revertida.

En su último Informe Técnico el Instituto de Profesionales Paraguayos del Sector Eléctrico (IPPSE), hace un análisis de las inversiones de la ANDE en concordancia con el Plan Maestro de Transmisión 2021 - 2030 de esa Institución, donde concluye que existen atrasos en la ejecución de obras contempladas en el mismo, así como obras aún no iniciadas. De acuerdo con el Informe, existe un atraso de inversión de más de 1.400 millones de dólares, en el período 2021 - 2024.

El motivo sería la falta de recursos financieros por parte de la ANDE, lo que de alguna manera se confirma con el llamado de licitaciones para la construcción de obras a través del denominado "leasing operativo", o sea, construcción con financiamiento por parte del privado, comprometiéndose la ANDE al pago de un alquiler por el tiempo de duración del contrato, con opción de adquisición de las instalaciones por el valor residual fijado al inicio.

En cuanto a la infraestructura en Distribución, última parte de las instalaciones eléctricas antes del ingreso a los medidores, al ser de baja tensión (220/380 V) y media tensión (23.000 V), se puede tener mucha celeridad en la ejecución de las obras.

La cobertura de la red de distribución ha mejorado significativamente, especialmente en áreas urbanas y periurbanas. Sin embargo, en zonas rurales y remotas, el servicio sigue siendo precario.

Calidad del servicio: Aunque la mayoría de los usuarios urbanos tienen acceso a un servicio eléctrico relativamente confiable, la calidad del servicio puede variar, con problemas como cortes de energía y fluctuaciones de tensión.

Un tema que debe llamarnos la atención son las pérdidas de energía en el sistema eléctrico en general. Las mismas se clasifican en pérdidas técnicas y en pérdidas no técnicas, esta última más conocida como pérdidas negras.

Las pérdidas técnicas existen en todas las instalaciones eléctricas, al circular por la misma una corriente eléctrica, con esto, los conductores eléctricos comienzan a calentarse, tanto más cuanto mayor sea la corriente, eso significa que la energía eléctrica se transforma en energía calórica o térmica que se pierde en el ambiente circundante (no aprovechada), de ahí el nombre de pérdidas, en este caso técnicas. Estas pérdidas no pueden evitarse, pero si disminuirse al mínimo cuidando no sobrecargar las líneas y los transformadores; con la utilización de buenos conductores de electricidad y, fundamentalmente, con la sección adecuada.

En un sistema similar al de la ANDE que abarca desde la generación, transmisión, transformación y distribución, se pueden esperar pérdidas técnicas de en torno al 10%, sin embargo, la propia ANDE manifiesta en su última memoria (año 2023) que se ha perdido el 28,53% de toda la energía entregada al sistema interconectado nacional por las centrales que la abastecen. 

La diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas técnicas son las "pérdidas negras", siendo la causante de gran parte de ellas EL HURTO DE ENERGIA.

De acuerdo con los datos de la última Memoria de la ANDE, esta Institución tuvo una disminución en sus ingresos a causa de energía no facturada de en torno a los 200 millones de dólares.

¿Cómo se proyecta el consumo de energía para los próximos 10 años?

Habíamos mencionado que la energía posible de ser generada por las tres centrales hidroeléctricas, en un buen año hidrológicamente hablando, estaría en torno de 53.000 GWh (suma de la mitad de la producción anual de Itaipú y Yacyretá), más 900 GWh de Acaray, dando así un total de 53.900 GWh de energía utilizables en un año.

La energía requerida por el sistema interconectado nacional en el 2024 fue superior a 26.000 GWh, cercano al 50% de la producción.

El crecimiento del consumo en energía en el año mencionado, comparado con el 2023, fue del 18% según declaraciones de autoridades de la ANDE, valor este sorprendentemente alto. En principio, sin tener aún la Memoria y Balance del año 2024 para analizarlo, es casi inexplicable. 

Hay que considerar que el consumo de energía en los últimos 20 años creció en torno al 6% anual, por lo que 18% sería el aumento de casi tres años considerando ese histórico.

El aumento del consumo de energía depende de muchas variables como ser: el crecimiento económico; la expansión demográfica; la electrificación rural; el desarrollo industrial y las políticas de eficiencia energética. 

En los tres últimos años cerrados (2022 - 2024), la energía creció a una tasa del 12% anual, de mantenerse la misma, la carencia de energía puede darse conjuntamente con el déficit de potencia, o sea, en torno al 2030. 

No obstante, puede considerarse que este nivel de crecimiento presupuesto (12%), solo puede darse con PIB por arriba del 7%. Si estimamos aumento en el consumo de energía en torno al 8% anual a partir de este año 2025, la disponibilidad actual alcanzaría para el 2033 aproximadamente.

Para el 2034 con crecimiento del 8%, 10 años contando el presente, estaríamos requiriendo la producción de 56.440 GWh para cubrir el consumo. 

Ante la situación comentada y ante la incertidumbre acerca de las medidas a tomar para aumentar la oferta de potencia y energía, el camino más recomendable es POSPONER EL DEFICIT. 

Una de las medidas más serias debería ser la drástica disminución de las pérdidas de energía en por lo menos 10% de los valores actuales, o sea, tomar como objetivo llevar las pérdidas totales como máximo al 18%. Con esta medida, se podría posponer el déficit por aproximadamente dos años. 

Otra de las medidas que no puede tener alto costo y si ha demostrado su efectividad al ser aplicada en otros países, es la de concienciar a la población con un programa de Uso Racional de Energía, que puede llevar a premiar a los consumidores que reduzcan su consumo y, en caso de requerirlo, castigar pecuniariamente a los que la aumenten.

Conclusiones: La demanda de energía en Paraguay crecerá en los próximos 10 años. Para gestionar esto, se necesita inversión en infraestructura, diversificación de fuentes y políticas de eficiencia energética para garantizar un suministro confiable y sostenible.

¿Qué oportunidades representa la transición energética global para Paraguay?

La transición energética global, cuyo propósito es reducir las emisiones de carbono y promover el uso de energías renovables, presenta diversas oportunidades significativas para Paraguay. 

Dada su matriz energética predominantemente renovable y su potencial en recursos naturales, el país está bien posicionado para capitalizar estas tendencias globales.

Paraguay puede captar inversiones extranjeras para desarrollar proyectos de generación eléctrica en base a fuentes solares, eólicas y de biomasa, diversificando así su matriz energética de producción y aumentando su capacidad de generación, en efecto, el desarrollo de energías no convencionales puede complementar la generación hidroeléctrica, proporcionando una matriz energética más fortalecida.