Desafíos y alternativas de la estructura eléctrica nacional

El informe de las Consultoras MF Economía e Inversiones y Crex precisaba que la proyección de la demanda máxima del sistema eléctrico paraguayo se situaba en un incremento de 3,15 veces entre los años 2005 a 2022, pasando de 1.354 MW (2005) a 4.270 MW (2022). Así, la demanda máxima de 2022 había sido cubierta de la siguiente manera: Itaipú (70%), Yacyretá (25%) y Acaray (5%).

Además se elaboró un modelo econométrico para proyectar la demanda en función al tiempo. Se previó que en 2023 la demanda máxima de potencia sería de 4.555 MW. Cabe resaltar que, de acuerdo con el reporte de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), la carga máxima del sistema en 2023 fue de 4.744 MW (registrada el 18/12), casi 200 MW superior a la proyectada.

Se estima que las tres centrales de generación actualmente en operación: Itaipú, Yacyretá y Acaray puedan alcanzar, en total, una capacidad máxima de producción simultánea de 8.737 MW. Comparando esta capacidad de producción con la demanda máxima se obtuvo un margen de utilización de las centrales de generación. Atendiendo a los valores mencionados anteriormente, para 2023 se había estimado un margen de utilización por encima del 52%. No obstante, se prevé que esta relación decrezca progresivamente conforme el paso del tiempo. El ejercicio sobre el crecimiento proyectado de la demanda máxima en comparación con la capacidad de generación actual hasta 2040, mostró que en 2033 la demanda máxima alcanzaría 8.826 MW, superando así a la oferta total existente en 89 MW.

Este exceso de demanda respecto a la oferta refería otra parte del reporte MF y Crex, supuso un déficit de capacidad de generación (“power crunch”). La distribución de este déficit en el año depende de la estructura de la demanda, que varía de manera instantánea. Al analizar la relación entre la demanda máxima y la demanda promedio del sistema nacional, se estimó que el déficit de 89 MW en 2033 ocurriría durante 147 horas, lo que equivale al 1,6% de horas del año (8.760 horas). La Administración Nacional de Electricidad (ANDE) ha reportado en los últimos años que la demanda máxima acontece un día de verano a la hora de mayor calor - siesta (14:00 horas). En las últimas semanas, el país experimentó el mencionado comportamiento, lo que fue uno de los factores (pero no el único) que llevó al sistema a una situación límite en el suministro. En este contexto de crisis se plantearon de manera urgente estrategias para evitar el agravamiento del ya complicado escenario.

Inversión e importantes limitaciones

Como se exponía, el sistema eléctrico urge de importantes inversiones vinculadas, no solo a la generación, sino también a la transmisión y distribución de la energía. En tal sentido y de acuerdo con el plan de inversión de la ANDE se precisan aproximadamente US$ 730 millones anuales para responder a la creciente demanda del país cuando la mayor inversión registrada fue de unos US$ 350 millones (falta de disponibilidad y gestión).

Es de mencionar que, al cierre del año 2022, la deuda de la institución totalizó US$ 1.854,3 millones, de los cuales US$ 1.142 millones correspondían a los pasivos de largo plazo. En tanto que, a julio de 2023, el saldo de la deuda ascendía a US$ 1.317 millones, conforme con datos oficiales.

Para el presente ejercicio fiscal, la ANDE contempló un presupuesto menor con respecto al 2022. Así, el plan de gastos aprobado para 2024 asciende a alrededor de US$ 1.629 millones, siendo el 71% de los recursos para gastos de capital (inversiones físicas, compras de energía, proyectos de inversión), el 24% para gastos corrientes (servicios personales, no personales, bienes de consumo e insumos, impuestos, transferencias, intereses y comisiones del servicio de la deuda) y el resto 5% de los recursos asignados para los gastos de financiamiento (amortizaciones del servicio de la deuda pública).

A la limitada y complicada capacidad financiera de la ANDE se suma el marco normativo que todavía presenta restricciones para la incorporación de capital privado en la producción energética, posicionando a la institución como único comprador de la energía.

Al respecto, el economista Manuel Ferreira precisó que la ANDE presenta dos problemas. El primero vinculado a su flujo de caja, lo que provoca incertidumbre en los potenciales inversionistas acerca de que la institución honrará sus compromisos por la comercialización de la energía y el segundo punto subyace en la falta de definición del precio. “Existe la posibilidad de que la ANDE termine pagando el mismo precio de Itaipú y de esa manera no cerraría el negocio de generación. Por tanto se debería contemplar la posibilidad de que estas empresas dedicadas al sector energético produzcan y distribuyan a la vez al cliente final. Así, el análisis de mercado arrojará para el inversionista la conveniencia o no del proyecto para definir el precio y donde la ANDE establezca finalmente la tarifa como regulador de mercado”, agregó.

En línea con lo anterior, los nuevos proyectos hidroeléctricos, solares y fotovoltaicos contemplados en el plan maestro de generación de la ANDE 2040 se presentan igualmente con importantes desafíos.

Al respecto, el especialista en el sector eléctrico Daniel Ríos Festner recordó que con la entrada en vigencia de la Ley Nº 6977/2023, “Que regula el fomento, generación, producción, desarrollo y la utilización de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables no convencionales no hidráulicas” es posible comenzar a crear una dinámica de mercado de inversión privada. No obstante, enfatizó que aún quedan por consolidar los aspectos vinculados a los precios. “Es clave para el inversionista saber a cuánto se le comprará la producción, ya que finalmente es información básica para valorar la apuesta de su capital a ese tipo de centrales”, remarcó el experto.

A su turno, Manuel Ferreira enfatizó que el interés de la gente se centra en tener todas las garantías de que recibirá la energía eléctrica y no quién le proveerá de la misma.

“Es necesario pensar en un modelo en el que la ANDE sea un actor complementario con el capital privado y garantizar la provisión de electricidad a la población, ya sea a personas físicas, jurídicas, para el uso industrial, comercial, domiciliario”, remarcó el economista.

Inversión

Se precisan unos US$ 730 millones anuales para responder a la creciente demanda del país cuando la mayor inversión registrada fue de unos US$ 350 millones.

Deuda

Al cierre del año 2022, la deuda de la ANDE totalizó US$ 1.854,3 millones. En tanto que, a julio de 2023, el saldo ascendía a US$ 1.317 millones.

Gastos

El plan de gastos 2024 asciende a unos US$ 1.629 millones. 5% para gastos de financiamiento, 24% para gastos corrientes y 71% para gastos de capital.