El Informe Técnico 2/26 del Instituto de Profesionales Paraguayos del Sector Eléctrico (IPPSE), aprobado el 14 de octubre, recuerda que los nuevos emprendimientos binacionales en estudio, y los que ya funcionan, están todos sobre el río Paraná y que una eventual crisis hídrica en ese cauce reduciría la capacidad de generación de todas las centrales al mismo tiempo.
Ese riesgo, según el documento, exigirá contar con una “reserva estratégica” suficiente, un margen de generación para enfrentar la caída. También obliga a sumar fuentes de energía firme, que produzcan sin depender de la naturaleza. El IPPSE identifica dos: las termoeléctricas y las nucleares (SMR).
Las termoeléctricas, afirma, son “interesantes e importantes” para el país, pero quedan condicionadas a la disponibilidad de combustibles, nacionales o importados. Su plazo de habilitación es de 7 a 10 años, por lo que el informe las ubica en el mediano y largo plazo y no entre las que podrían llegar al lapso crítico 2028-2030.
Lea más: IPPSE: US$ 18.000 millones en 4 hidroeléctricas alcanzaría para cubrir apenas 4 o 5 años de demanda
Qué ofrecen y cuánto cuestan
Las centrales térmicas generan electricidad a partir del calor que se obtiene al quemar combustibles. Su ventaja es que dan energía estable y continua, con tecnología confiable y a gran escala. Su desventaja es que emiten gases de efecto invernadero y requieren importantes cantidades de agua para enfriar equipos.
El informe distingue dos tipos: las convencionales, con baja eficiencia, de entre 30 y 35 %, y sirven como centrales de punta: alcanzan plena carga en pocos minutos y cubren picos de demanda o emergencias. Las de ciclo combinado, con dos turbinas, llegan a 55 o 60% de eficiencia, cuestan menos por MW y se usan como carga base, también para compensar déficits de las renovables.
Una central a gas natural costaría entre US$ 1.000 y 2.500 por kW instalado, con un costo nivelado de energía (LCOE) de US$ 70 a 100 por MWh. Es la opción más barata de las térmicas. Le siguen la madera forestal (US$ 80 a 110), el bioetanol (US$ 90 a 140), los residuos urbanos (US$ 100 a 200), el biodiesel (US$ 150 a 280) y el gasoíl (US$ 160 a 350 por MWh).
Lea más: Paraguay podría comprar energía a Brasil y Argentina desde 2030
Un recurso que el país no tiene
El problema, según el IPPSE, es el combustible. Las centrales a gas natural dependen de gas importado o de recursos nacionales que “no están disponibles”. Las de gasoíl requieren importar el combustible. Las de biocombustibles, derivados de caña de azúcar, maíz, soja o eucalipto, necesitan cultivos extensos que pueden tardar años. Las de residuos dependen de su disponibilidad continua y, según el informe, podrían ser una solución para los vertederos de Asunción y ciudades vecinas.
Para el gas natural, el Gobierno impulsa el Gasoducto Bioceánico, de unos 1.000 km, que cruzaría el Chaco para conectar los yacimientos de Vaca Muerta (Argentina) con Brasil. Podría abastecer centrales de respaldo del sistema eléctrico nacional.
La inversión estimada es de US$ 2.000 millones: US$ 1.500 millones para el gasoducto y US$ 500 millones para una primera central a gas en el Chaco. El informe es claro: aún no hay acuerdos concretos firmados entre las partes que lo viabilicen.
Lea más: Parques solares con baterías, la opción más rápida para evitar la crisis energética
El gas del Chaco y un parque protegido
El documento menciona estimaciones recientes, de empresas privadas, sobre un “importante potencial” de gas natural en la Cuenca Carandayty-Boquerón. Aclara que todavía no es una reserva certificada y que su extracción comercial podría llevar varios años.
Además, en esa cuenca se asienta el Parque Nacional Médanos del Chaco, que hoy prohíbe las actividades extractivas. Para explotar el recurso, advierte el IPPSE, habría que adecuar la legislación vigente sobre la protección y conservación del área.
Lo que falta para avanzar
Para desarrollar proyectos de capacidad adecuada, el IPPSE pide concretar acuerdos reales de provisión de gas natural con Argentina y ajustar la legislación nacional. Dice que disponer de un recurso propio sería “estratégico” para el uso soberano, y considera importante incentivar otros combustibles nacionales.
Luego harían falta estudios de localización, factibilidad, impacto social y ambiental, licencias y la definición de cómo se construye y financia. Esos procesos los encararían la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), instituciones responsables o inversionistas interesados.