La ANDE y Eletrobras acordaron el viernes último un cronograma de contratación de potencia, que para el ente paraguayo está configurado de la siguiente manera: Para el año 2019 quedó en 1.340 MW, para el 2020 se fijó en 1.485 MW, para el 2021 en 1.635 MW y para el año 2022 se estableció 1.810 MW.
Al justificar el acuerdo, el director técnico de la ANDE, Ing. Ubaldo Fernández, explicó en conferencia de prensa que a noviembre de este año la demanda pico máximo tuvo un incremento de 12,4% en comparación con el mismo periodo de 2018 y que para diciembre se tendría un aumento mayor al 14%. “Es decir, a corto plazo los valores que hemos definido para la contratación, que están alrededor del 10%, son totalmente compatibles con las expectativas de crecimiento”, expresó.
En cuanto a las previsiones de mayor plazo, comentó que al hacer un análisis de los distintos escenarios de crecimientos resultantes de los estudios de proyección de la demanda, la misma crecería 175 MW promedio anual, y que en otros escenarios el crecimiento orillaría los 230 MW. “Con los valores definidos (en el acuerdo), tendríamos un crecimiento promedio de 155 MW y los aumentos de los valores de contratación son compatibles para atender el crecimiento previsto”, insistió el alto funcionario.
Sobrecosto
Sobre la versión de técnicos de que el cronograma de contratación implicará un sobrecosto de US$ 95 millones para ANDE, Fernández dijo que la potencia contratada es solo uno de los componentes del costo de la energía, y que en Itaipú se tienen otros, como los excedentes, la cesión de potencia y, por último, la opción de Yacyretá. Dijo que, por estas razones, en realidad no existe un sobrecosto.
Respecto de la interrogante sobre el crecimiento del 10%, cuando la demanda, en términos de largo plazo, sería menor, recordó que en el 2007, cuando se reestructuraban y aparecían los acuerdos y la modalidad de contratación hoy existentes, la demanda máxima de ANDE era de 1.521 MW, y si el 50% de la demanda local se cubre con excedentes, en aquel año eso representaba una demanda de 761 MW.
Añadió que en 2018, para una demanda de 3.226 MW cubrir el 50% con excedentes implicaba 1.600 MW, y si vamos al 2022, cuando según las previsiones, la demanda estaría en torno a 4.200 MW, serían necesarios 2.100 MW en materia de excedentes. “Ahora, el problema es que la central realmente ya no tiene valores razonables de excedentes en los cuales se pueda basar una operación segura. La situación a hoy es que la utilización de excedentes ha llegado a su límite”, dijo.