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En el mismo sentido puede observarse un período de sequía pronunciado desde 2016, con una reducción del flujo de agua llegando a la central hidroeléctrica, y consecuentemente afectando a la producción.
La situación llegó a su punto mínimo en 2021, cuando la producción de Itaipú totalizó 66.370 GWh. Sabiendo que la entidad tiene una producción teórica garantizada de 75.000 GWh, esto implicó una reducción del orden del 11,5%, precisa el Informe Económico del Sector de Energía elaborado por la Consultora MF Economía e Inversiones en colaboración con el Equipo Técnico de CREX.
En cuanto al impacto macroeconómico de la producción, el reporte remarca que es de considerar la dinámica del caudal afluente a la Central Hidroeléctrica Itaipú que durante el año 2022 registró un aumento, conforme con los datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil.
Es de mencionar que existen dos rubros de contribución directa de la Itaipú Binacional al Estado Paraguayo: los royalties y la compensación por cesión de energía (CEE). Por un lado, el pago de royalties es proporcional a la producción energética. En ese sentido, se estimó un pago en el mencionado concepto de US$ 218,6 millones para 2022, lo que representó un aumento de alrededor de 11% respecto a 2021 (US$ 196,7 millones).
Por otra parte, la proyección de energía cedida de Paraguay a Brasil y los valores de CCE (depende de la energía paraguaya cedida a Brasil) revelan una fuerte relación entre ambas variables, con una marcada reducción desde el año 2016, producto de la menor producción total por el menor flujo de agua a la Central.
De esta manera, Paraguay recibió por royalties y CCE en 2022 aproximadamente US$ 461 millones, casi US$ 61 millones más que en 2021, debido a las mejores condiciones hidrológicas del río Paraná en la Central Hidroeléctrica Itaipú, refiere otra parte del informe.
Comportamiento de la demanda eléctrica nacional
La proyección de la demanda máxima del sistema eléctrico paraguayo desde 2005 hasta 2022, pasó de 1.354 MW (2005) a 4.270 MW (2022), con un incremento de 3,15 veces. La demanda máxima de 2022 fue cubierta de la siguiente manera: Itaipú (70%), Yacyretá (25%) y Acaray (5%), precisa el referido estudio.
Este exceso de demanda respecto a la oferta supone 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 actual relación entre la demanda máxima y la demanda promedio del sistema eléctrico nacional, se estima que el déficit de 89 MW en 2033 ocurriría durante 147 horas, lo que equivale al 1,6% de horas del año (8760 horas).
La 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).
El margen entre las demandas puntuales y la capacidad de las subestaciones que las alimentan no es uniforme en el territorio nacional, por lo que se prevé que dicha relación evolucione hasta el año 2030 conforme con la ejecución de obras de adecuación de la ANDE (Planes Maestros de Generación, Transmisión y Distribución).
Otra parte importante del Informe Económico del Sector de Energía y que presenta un análisis sobre la situación del sistema eléctrico en el país, a decir, producción, demanda, impacto macroeconómico, excedentes y compensación por cesión de energía, perspectivas y otros puntos, precisa que los proyectos iniciados en el 2022 impactarían en la oferta energética.
Entre las obras inauguradas se incluyen un sistema solar fotovoltaico para un frigorífico, con una capacidad de 1 MW y un costo de US$ 700.000; así como un sistema solar fotovoltaico para Cooperativa Fernheim con una capacidad de 1 MW y un costo de US$ 700.000.
Además, otras obras iniciadas incluyen una licencia de producción a PARACEL para ANDE - Sistema Norte con una capacidad de 100 MW prevista para iniciar operaciones en 2025; y un sistema híbrido (solar fotovoltaico + generadores diésel) para ANDE - comunidad aislada Puerto Esperanza (Bahía Negra) con una capacidad de 0,7 MW, un costo de US$ 2.000.000 y fecha prevista para inicio de operaciones en noviembre de 2023.
Más detalles sobre los puntos presentados y otros pueden ser encontrados en el referido reporte, que igualmente contiene un apartado sobre las principales conclusiones del trabajo analítico y perspectivas del sistema eléctrico nacional para el presente año.
18%
En el 2021, la biomasa y los hidrocarburos (cada uno con 41%) se encontraban en primer lugar, relegando a la electricidad con 18%.
