Nuestra generación (mitad de Itaipú + mitad de Yacyretá + Acaray) oscila hoy entre 47.000 y 50.000 GWh anuales en años medios (promedio móvil 2022-2025, según balances oficiales del Viceministerio de Minas y Energía).
El consumo interno más pérdidas cerró 2024 en 26.000 GWh y 2025 superará los 27.500 GWh. Eso deja un excedente exportable del 46% aproximadamente, muy lejos del “90% de sobrante” que todavía repetimos.
En términos de potencia, la situación es aún más apretada. La capacidad nominal instalada atribuible a Paraguay es 8.826 MW, pero la potencia firme real del sistema –la que se puede garantizar en año seco crítico simultáneo– ya bajó de 7.200 MW en 2015 a menos de 5.800 MW en 2025.
Estamos perdiendo cerca de 140 MW de firmeza por año solo por cambio climático, sin haber sumado un solo MW nuevo desde Acaray II bajo el gobierno del presidente Juan Carlos Wasmosy. Mientras tanto, la demanda crece a un ritmo nunca visto: 16,2% anual compuesto entre 2021 y 2024, y 2025 cerrará cerca del 18%.
Los motores son conocidos: Omega Green, Paracel, ampliación de frigoríficos, boom de maquila intensiva, quince centros de datos y granjas de minería de cripto activos ya en negociación (más de 3.200 GWh adicionales hacia 2032), electrificación rural pendiente y climatización residencial explosiva.
Si nada cambia, el cruce fatal ocurre así: 2030–2031: déficit de potencia firme en años secos (punta >7.800 MW). 2033: la demanda interna supera la generación media (≈66.000 GWh) en el 2035: punta de 9.500–10.500 MW con potencia firme disponible <6.000 MW en año seco y, finalmente, en el 2038: demanda entre 90.000 y 110.000 GWh anuales.
Los modelos CMIP6 aplicados a la cuenca del Plata (INPE-Brasil y UNA-Paraguay) coinciden: sequías como la de 2024, que antes ocurrían cada 30 años, serán recurrentes cada 4–6 años hacia 2040.
El riesgo hidrológico ya no es shock externo, es variable estructural. Y aquí aparece la mayor ironía histórica: justo cuando la hidrología se vuelve hostil vamos a recuperar soberanía energética plena.
Con la deuda de Itaipú saldada en 2023 y la revisión del Anexo C en 2027–2028, el país tendrá disponibles entre 3.500 y 4.500 MW adicionales a costo marginal (10–12 USD/MWh). Será la mayor transferencia de renta energética de la historia reciente de América Latina, pero solo servirá si hay redes de transmisión y distribución adecuadas y la política industrial agresiva antes de 2033. Porque después de esa fecha ya no alcanza, aunque quieras.
El costo de oportunidad es brutal. Hoy cedemos energía a Brasil a unos 50 USD/MWh efectivos y a Argentina a 38–40 USD/MWh. Cuando recuperemos esos bloques podríamos ofrecer tarifa industrial especial de 25–28 USD/MWh y seguir siendo los más competitivos del continente. Pero si llegamos tarde, en 2034 estaremos importando lo que antes nos abundaba.
La buena noticia técnica es que la ventana existe y es viable, y además puede financiarse casi totalmente con capital privado y apertura ordenada del sector, sin cargar un peso extra al Tesoro:
2026–2029: licitar 1.500 MW de solar + eólica con baterías de 4–6 horas (LCOE real <40 USD/MWh). Estos proyectos se financian 100% con inversión privada bajo esquemas PPA de 15–20 años garantizados por la ANDE o por un fondo de garantía multilateral (BID, CAF, Banco Mundial, KfW). Ya hay más de 20 fondos de infraestructura y desarrolladores internacionales esperando la señal regulatoria clara.
2027–2032: cierre del anillo 500 kV y línea al Chaco mediante concesiones privadas de transmisión (modelo BOOT o PPP) con tarifa regulada por la ANDE. El costo estimado (≈1.200 millones USD) se recupera en 12–15 años con el peaje de transmisión; el riesgo de construcción lo asume el privado.
2028–2035: dos ciclos combinados a gas de 800–1.000 MW cada uno (con opción hidrógeno futuro) bajo esquema de IPP (Independent Power Producer). El privado construye, opera y vende energía exclusivamente a la ANDE a precio fijo en USD durante 20 años. El gas llega por extensión del Gasoducto Sur (ya en fase de estudios) financiado también por el sector privado.
Crear de inmediato la tarifa industrial especial 25–28 USD/MWh hasta 2035 para cargas continuas >50 MW, respaldada por ley de promoción de inversiones energéticamente intensivas que permita contratos directos entre generadores privados y grandes consumidores (mercado libre regulado).
Con estas cuatro medidas, el Estado paraguayo aporta principalmente marco legal, planificación y regulación, pero el 90–95% de la inversión (estimada en 6.000–7.000 millones USD entre 2026 y 2035) llega del sector privado nacional e internacional atraído por la estabilidad macro y el precio de la energía base más bajo del continente.
Ocho años. Ese es el plazo real que tiene Paraguay para transformar la ventaja energética más extraordinaria del hemisferio sur en un ciclo industrial histórico o para ver desperdiciarla para siempre esta oportunidad de oro.
César Addario Soljancic. (*) Analista de La Tribuna y asesor económico del presidente de El Salvador Nayib Bukele.
