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Esta prospectiva fue realizada con una metodología analítica en lo referente al estudio de los requerimientos de energía. Se consideraron dos escenarios que cubren el periodo 2013-2040: uno, denominado de referencia, que proyecta una evolución siguiendo las pautas del pasado reciente, y otro, denominado alternativo, que incorpora los cambios propuestos en la política socioeconómica y energética del Paraguay.
La formulación del escenario socioeconómico alternativo sigue los lineamientos del Plan Nacional de Desarrollo Paraguay 2030 y la sitúa en el contexto regional y mundial. La entidad, a través de la Universidad Corporativa Itaipú, gestionó con éxito la prosecución del objeto de este convenio, “Elaboración de la Prospectiva Energética de la República del Paraguay 2013-2040”, parte del resumen de resultado nos convoca en este reporte.
El abastecimiento energético
Electricidad, proyección de requerimientos del escenario de referencia: podría ser cubierta sin inconvenientes con el parque actual de generación, manteniendo un margen de reserva (disponibilidad de potencial energético) adecuado. No se logran avances en el proceso de interconexión eléctrica regional; las pérdidas técnicas en transmisión y distribución (T y D), que en 2013 eran del 18,5%, irán disminuyendo hasta alcanzar el 12,5% en 2040. No se espera una modificación en el factor de carga del sistema (este indicador mide la relación existente entre la energía eléctrica realmente producida por una central o parque generador del sistema en un periodo determinado y la que se hubiera producido en el mismo, funcionando a su potencia nominal).
Electricidad, escenario alternativo de demanda: la necesidad de incorporar potencia para continuar con un margen de reserva (excedente de potencial de generación eléctrica del sistema) que dé confiabilidad al sistema, se plantea el ingreso paulatino de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas entre 2018 y 2027, con una capacidad total de 1.006 MW.
En la central Acaray habrá una ampliación en dos etapas, de 75 MW cada una, en el 2030 y 2031, y el ingreso de Aña Cua en iguales años ingresando 135 MW en cada uno.
Adicionalmente, para el 2032 se plantea el ingreso de una turbina de gas a ciclo abierto de 100 MW. A partir del año 2035 se prevé el ingreso paulatino de la central de Corpus Christi con la incorporación de 240 MW de potencia durante 6 años hasta 2040. Se plantea también el ingreso de un ciclo combinado a gas natural en el año 2035 de 500 MW.
Se estima que en este escenario será posible avanzar en los procesos de integración regional, las pérdidas técnicas de TyD disminuirán al 11,8% en 2023 (de acuerdo al Plan de ANDE), para luego descender gradualmente al 10% en 2040. Dentro de ese marco, teniendo en cuenta las proyecciones de energía por sectores y medidas de gestión de la energía, el factor de carga subirá de 59% en 2013 y hasta un 72,5% en 2040.
Hidrocarburos, escenario de referencia. No se logra mejorar la normativa petrolera y en consecuencia no se pone en marcha un proceso de exploración y producción de hidrocarburos. No se plantea la puesta en marcha de una nueva refinería ni la penetración del gas natural.
Hidrocarburos, escenario alternativo. Se contempla que habrá una nueva ley de hidrocarburos y una serie de normativas en materia hidrocarburífera con el fin de alentar la inversión en este sector. Esto tendrá como consecuencia un proceso de exploración y el inicio de la producción de gas natural y petróleo a partir de 2031, siendo este un escenario con menor impacto negativo sobre la balanza de pagos en el tema derivados de petróleo (fuente de fondo, ejemplo, exportaciones de bienes o remesa por cobro de bono vencido), menos uso de esos fondos (pago por importación o compra de bonos). En el presente escenario se observa que se pone en operación una refinería con capacidad de procesamiento de 100.000 bbl/día en el 2031; se inicia el consumo de gas natural desde 2031, destinado principalmente a la generación de electricidad y al consumo en los sectores industria, residencial, comercial y servicios del área metropolitana de Asunción.
Leña. Para ambos escenarios se harán las proyecciones de los requerimientos de leña con y sin planes de reforestación, a fin de evaluar la sustentabilidad del recurso en cada caso.
Biocombustibles, escenario de referencia. Está previsto que se mantenga constante la participación actual del etanol en la mezcla con gasolina (25% de la mezcla en volumen); no ingresa el biodiésel.
Biocombustibles, escenario alternativo. Está prevista una mayor penetración del etanol, aumenta al 27%. Penetra el biodiésel y su participación en la mezcla con diésel alcanza el 20% en volumen en 2030, y no varía hasta el 2040.
Conclusión. La notable generación energética de las binacionales que se manifiesta al cierre de este periodo debe conjugar afluencia extraordinaria de caudal hídrico, elevado índice de eficiencia operativa de máquinas, demanda energética asegurada, sincronización y comprometimiento del personal, más otros factores de orden normativo. Además de la frecuente discusión de la retribución por cesión de la energía correspondiente a nuestro país en las binacionales, es necesario considerar que nuestra riqueza potencial hidroenergético no es ilimitado; se mencionó que la demanda energética nacional seguirá incrementándose con mayor o menor aceleración según los escenarios que se presenten conforme ha arrojado este estudio. La abundancia de que somos favorecidos por la creación es excepcional. La inspiración nuestra para fructificar nuestros caudales es una cuestión de determinación.
A todos los lectores de este medio les deseo un feliz año que se inicia, mas no olvidemos que existe una instancia única que vale la pena vivirla: “el presente”.
Programa de gestión de conocimiento de la Universidad Corporativa Itaipú - UCI.
Pérdidas
Las pérdidas técnicas disminuirán al 11,8% en 2023 (de acuerdo al Plan de ANDE), para luego descender gradualmente al 10% en 2040.
* Coord. Ejec. Universidad Corporativa Itaipú - UC.GP