El doctor Victorio Oxilia, experto en el sector energético, afirmó que la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) no puede otorgar subsidios ocultos ni entregar energía por debajo de sus costos reales de adquisición a corporaciones privadas, declaraciones compartidas en el programa Tribu nativa por La Tribu 650 AM.
El especialista en infraestructura reconoció la importancia de implementar políticas industriales que atraigan inversiones extranjeras capaces de generar mano de obra local, pero remarcó que los beneficios para el país deben justificarse técnicamente mediante mecanismos legales transparentes que no desfinancien al sector público.
La industria electrointensiva proyectada para la producción de fertilizantes y amoníaco requiere un suministro continuo de hidrógeno verde, demandando una carga permanente de potencia garantizada que operará de forma ininterrumpida durante 21 de las 24 horas del ciclo diario de la red nacional.
El perfil de consumo de estas plantas tecnológicas difiere drásticamente de las cargas residenciales o fabriles convencionales, obligando al sistema interconectado a sostener una regularidad energética que estresa la capacidad de distribución y eleva los costos marginales de abastecimiento comercial de la empresa estatal.
Fidelización de las centrales locales y la necesidad de <b>contratar potencia garantizada en Itaipú</b>
La infraestructura de generación paraguaya presenta niveles de saturación en su planta de la represa de Acaray, situación técnica que obliga a la empresa distribuidora a cubrir la totalidad de la demanda incremental futura mediante el bloque de Itaipú.
La central hidroeléctrica binacional no opera al nivel máximo de forma permanente, registrándose un régimen de potencia pico de 6.000 a 6.200 horas al año de un total absoluto de 8.760 horas que componen el año calendario contable.
La disponibilidad del complejo representa apenas un 70 por ciento del tiempo anual, obligando a los técnicos estatales a contratar un 21 por ciento más de potencia garantizada en la binacional para asegurar el flujo continuo de las plantas de hidrógeno.
El costo de adquisición para este tipo de emprendimientos de alta tecnología se eleva bajo las condiciones de contratación vigentes, estimándose un valor real del orden de los 44 dólares por megavatio hora según las variables financieras del pliego actual.
Falta de previsibilidad en la tarifa binacional y la revisión pendiente del anexo c
El doctor Victorio Oxilia advirtió que la negociación actual con la República Federativa del Brasil carece aún de certezas sobre la tarifa de largo plazo, un factor que introduce incertidumbre en las planificaciones financieras de las carteras de estado involucradas.
El Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC) actúa como el organismo rector de la política energética y coordina mesas de trabajo técnico junto al Ministerio de Industria y Comercio (MIC) para evaluar los beneficios directos e indirectos de las concesiones.
El desarrollo tecnológico de las industrias verdes justifica la aplicación de incentivos económicos transitorios, pero el estado paraguayo debe demostrar mediante auditorías contables que las exenciones impositivas compensarán la inversión del contribuyente mediante la creación genuina de fuentes de empleo.
Las posturas rígidas asumidas por las diferentes autoridades del gabinete del Poder Ejecutivo generan ruido técnico, siendo inviable fijar o congelar precios por un periodo extendido de 15 años sin contar con un horizonte definido sobre los costos binacionales futuros.
Valores de venta en el mercado brasileño y la finalización del acuerdo operativo histórico
El experto técnico detalló que el Paraguay percibe actualmente un valor de 50 dólares por megavatio hora por la cesión de sus excedentes energéticos al mercado del Brasil, monto global que desglosa componentes específicos de la administración de la planta.
La compensación por cesión incorpora un promedio de 37 dólares por el bloque de energía firme y un adicional de 13 dólares por gastos de gestión energética, aunque los pliegos vigentes sitúan la liquidación de base entre 33 y 34 dólares.
La metodología de costos aplicada históricamente por las gerencias se estructuró sobre el conceptó del costo medio de generación, combinando las tarifas preferenciales del acuerdo operativo del año 2019 con las tarifas de contratación rígidas de la binacional.
El costo medio actual se posiciona en un rango de 19 a 30 dólares por megavatio hora, pero esta cesta financiera sufrirá un salto alcista el año venidero debido a la finalización definitiva de los beneficios de dicho memorando técnico.
Prudencia presidencial ante los decretos proscriptos y la reevaluación de la estrategia de la ande
El doctor Victorio Oxilia calificó como una medida prudente y acertada la decisión del presidente de la República de anular y proscribir el decreto de tarifa preferencial fija antes de emprender su viaje oficial al extranjero.
La clase técnica aconseja detener la marcha de las autorizaciones administrativas para reevaluar las variables impositivas del mercado de energías renovables, evitando la firma de contratos leoninos que expongan al sistema a pérdidas patrimoniales severas a mediano plazo.
La nueva matriz energética requerirá la incorporación de fuentes complementarias más caras a medida que se agote la disponibilidad de los excedentes hidroeléctricos de las represas binacionales, encareciendo el costo de la energía incremental para todo el pueblo paraguayo.
El consenso sectorial debe alcanzarse convocando a todos los actores interesados de la industria civil, garantizando que el crecimiento de los proyectos electrointensivos no repercutiá en un incremento de las tarifas residenciales que abonan los usuarios de la República del Paraguay.
