“La situación actual no es buena y la perspectiva es que podemos empeorar rápidamente”, advirtió el ingeniero Ángel María Recalde, exdirector y exconsejero de Yacyretá y expresidente de la ANDE. Fue en el foro “Energía eléctrica para asegurar la continuidad del desarrollo en Paraguay”, organizado por el Instituto de Desarrollo del Pensamiento Patria Soñada y el Instituto de Profesionales Paraguayos del Sector Eléctrico (IPPSE), en la sede del Centro Paraguayo de Ingenieros.
Esa alarma fue el punto de partida de una jornada que expuso, con cifras oficiales, el estrecho margen de maniobra que le queda al país para evitar un déficit de potencia y energía.
Recalde basó su exposición en un informe del propio IPPSE titulado “Los requerimientos de generación eléctrica para cubrir la demanda de potencia y el consumo de energía del Paraguay. Riesgo de crisis energética, período de estudio 2026-2035”. Su mensaje, dijo, no buscaba instalar un clima apocalíptico: “Se puede hacer, pero hay que hacerlo”.
A su turno, el ingeniero Héctor Richer, expresidente de la ANDE y exconsejero de Itaipú, aportó los costos, cronogramas y la evaluación técnica de cada alternativa de generación disponible para el país, desde las represas binacionales hasta la energía nuclear.
El sistema ya usa el 75% de su potencia disponible
Según el cuadro del IPPSE con datos de la demanda máxima registrada el 20 de enero de 2026, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) llegó a 5.752 MW, de los cuales Itaipú aportó el 74% (4.241 MW), Yacyretá el 24% (1.394 MW) y Acaray apenas el 2% (117 MW).
Frente a una potencia disponible total de 7.678 MW, el sistema ya utiliza el 75% de su capacidad. En el caso puntual de Yacyretá, la utilización llega al 100%: la central binacional con Argentina está trabajando al límite de lo que puede entregar.
En energía, el panorama es igual de ajustado. La disponibilidad máxima combinada de Itaipú (40.600 GWh/año), Yacyretá (8.900 GWh/año), Acaray (900 GWh/año) y la ampliación Aña Cuá (1.000 GWh/año) suma 51.400 GWh/año, calificada por el propio IPPSE como “alerta roja”. Al descontar el margen de reserva de generación (10.280 GWh/año), la energía real disponible para planificar baja a 41.120 GWh/año, en “alerta naranja”.
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La demanda crece casi el doble de rápido
El problema no es solo cuánta energía hay, sino a qué velocidad se agota. Datos de la propia ANDE muestran que la demanda de potencia creció a un ritmo del 7,2% anual entre 2010 y 2025, pero en los últimos cinco años (2020-2025) esa tasa saltó a 8,2%. El consumo de energía siguió el mismo patrón: de 7,4% anual en 15 años a 10,5% en el último quinquenio.
Sobre esa base, el estudio del IPPSE proyectó dos escenarios de crecimiento —8% y 10% anual— y los cruzó contra la disponibilidad actual de generación. El resultado, según Richer, es contundente: “Las actuales fuentes de generación podrán cubrir la demanda de potencia y el consumo de energía del SIN solamente hasta el lapso 2028-2030”.
En el escenario más conservador (8% de crecimiento), la demanda de potencia cruza la línea roja de 7.813 MW disponibles recién hacia 2030. Pero en el escenario más agresivo (10%), el consumo de energía ya supera el techo de 51.400 GWh/año antes de 2031, y el umbral de planificación de 41.120 GWh/año se perfora incluso antes, cerca de 2029.
Para cubrir ese crecimiento, el país necesitará incorporar 493 MW adicionales ya en 2028, una cifra que sube en forma progresiva hasta 844 MW por año en 2035, según la tabla de nuevas fuentes requeridas presentada por Richer.
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Las binacionales, la opción más grande y la más lenta
Richer detalló cinco proyectos de ampliación en los ríos Paraná y Paraguay, todos con Argentina o Brasil de por medio, y todos con plazos que exceden con holgura la ventana crítica de 2028-2030.
La ampliación de Yacyretá, con 10 turbinas de 155 MW (1.550 MW en total), demandaría una inversión estimada de US$ 3.720 millones y un plazo de 10 a 14 años, condicionado a que se resuelva antes la deuda binacional con Argentina y se construya un embalse compensador aguas abajo o una represa alternativa.
Le siguen Itacorá-Itatí (1.660 MW, US$ 5.000 millones, 14 años) y Corpus (2.880 MW, US$ 7.500 millones, 13 años), esta última bloqueada desde 1996 por un plebiscito de la provincia argentina de Misiones que nunca fue derogado.
Richer fue enfático en desmontar la idea de que Corpus resolvería el problema por sí sola: “No es una segunda Itaipú que alimente durante 50 años al sistema paraguayo”, advirtió, ya que la mitad correspondiente a Paraguay apenas cubriría dos años de crecimiento de la demanda.
Completan la lista una segunda ampliación de Itaipú con dos máquinas adicionales (1.400 MW, US$ 1.600 millones, 10 años) y el aprovechamiento de ríos interiores paraguayos, limitado a 400 MW repartidos en 22 emplazamientos, con un horizonte de 15 a 20 años para completarse en su totalidad.
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Solar, eólica y nuclear: ni sobra ni alcanza
Fuera de las binacionales, las alternativas presentadas por Richer muestran fortalezas y límites muy distintos entre sí. La energía solar es la opción más rápida: entre 3 y 4 años de implementación, con un potencial calificado como “alto” gracias a una densidad de radiación de 1.725 kWh/m²-año y 310 días soleados en promedio.
El costo de un parque de 100 MW ronda entre US$ 800 y 1.300 por kW sin baterías, pero sube a entre US$ 1.300 y 1.900 si se le suma un banco de baterías de 400 MWh, indispensable para cubrir la noche.
La eólica, en cambio, enfrenta un techo físico: las mediciones locales arrojan un “potencial eólico bajo a medio”, con vientos de apenas 2,2 a 6,5 m/s, lo que limita la instalación a aerogeneradores de hasta 500 kW y un plazo de 5 a 7 años.
Las termoeléctricas —a gas, gasoil o biocombustibles— aportan lo que ninguna fuente intermitente puede dar: energía firme, con un factor de planta de 50% a 70%. Pero también son las más caras en algunos casos: el costo nivelado llega hasta US$ 350 por MWh con gasoil, frente a apenas US$ 10 por MWh que hoy cuesta producir en Acaray.
La energía nuclear, mediante reactores modulares pequeños (SMR) o microrreactores, todavía es una tecnología incipiente a nivel mundial —con prototipos en Estados Unidos, Canadá, China y Argentina— y de altísimo costo: entre US$ 3.500 y 5.500 por kW, con plazos de 5 a 6 años para microrreactores y de 12 a 15 años para los reactores modulares completos.
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Las interconexiones, la salida más rápida
Frente a semejante disparidad de plazos, los expositores coincidieron en una conclusión poco difundida hasta ahora: la respuesta más viable para el corto plazo no pasa por construir una nueva represa, sino por comprar energía a los vecinos.
Paraguay hoy cede a Brasil la porción de Itaipú que no consume, a través de un sistema de conversión de corriente que no permite comprar en sentido inverso. Según explicó Recalde, ese sistema está “en plena ejecución” de modernización tecnológica que permitiría revertir el flujo, con una capacidad estimada de interconexión de 3.000 a 5.000 MW y un plazo de apenas 4 a 5 años, aunque condicionado a que Paraguay “tome la iniciativa de negociar” con Brasil.
Una lógica similar aplica con Argentina a través de Yacyretá: una capacidad proyectada de 1.500 MW en el mismo plazo, sujeta a la construcción de una segunda línea de transmisión de 500 kV entre Yacyretá y Valenzuela, y a un convenio de comercialización que, según Richer, Paraguay directamente no tiene con ninguno de sus socios binacionales: “No tenemos un marco para negociar estas energías. Eso es fundamental”, subrayó.
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“Se acabó la época de la energía barata”
Las conclusiones del panel fueron compartidas por ambos expositores y coincidieron en que solo las plantas solares con banco de baterías y las dos interconexiones binacionales pueden atender el “lapso crítico” 2028-2030. Las pequeñas centrales hidroeléctricas y la eólica quedan como fuentes complementarias, mientras que las termoeléctricas y la nuclear (SMR) aparecen como las únicas opciones de “energía firme” para sostener el sistema en el mediano y largo plazo, junto con las represas binacionales.
Richer cerró con un llamado a una “debida planificación, ejecución y control”, y a respetar la reserva estratégica de generación en lugar de consumirla por falta de previsión.
Recalde planteó un cambio de paradigma para el sector: “Se acabó la época de pensar en un costo de 28, 29 dólares el megavatio hora, vamos rápidamente a 50, 60, 70, 100”, afirmó, y propuso reemplazar el viejo eslogan de energía “limpia, abundante y barata” por uno más ajustado a la realidad que se viene: “Tengamos suficiente energía a costos y precios razonables”.
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