Las 22 hidroeléctricas posibles en ríos interiores darían 398 MW, menos de lo que crece la demanda en un año
El Informe Técnico 2/26 del Instituto de Profesionales Paraguayos del Sector Eléctrico (IPPSE), aprobado el 14 de octubre, clasifica a las centrales hidroeléctricas de ríos interiores como una fuente “complementaria” para diversificar la matriz energética. Es decir, ayudarían, pero no podrían sostener por sí solas la expansión del sistema, aseguran los técnicos.
Es una de las opciones estudiadas ante la alerta de que Paraguay podría enfrentar un déficit de potencia y energía desde 2031. Aprovechan recursos hídricos nacionales y renovables, y además traerían beneficios para la red eléctrica y para las comunidades de las zonas donde se instalen: desarrollo, comercio, agua potable, pesca y turismo.
El análisis parte del inventario hidroenergético elaborado por Itaipú y la Fundación Parque Tecnológico Itaipú (FPTI-PY) en 2011, de acceso público. Abarcó 16 cuencas de la región oriental y buscó sitios para pequeñas y medianas centrales (PCH y MCH), con el objetivo de identificar los que permitan 5 MW o más.
El inventario detectó 1.745 emplazamientos posibles, pero casi todos son muy chicos: en conjunto suman 1.048 MW. Solo 70 llegan a 1 MW o más (531 MW en total) y apenas 22 alcanzan los 5 MW (398 MW).
Para dimensionarlo, cada una de las 20 máquinas de Yacyretá produce 155 MW. Los 22 sitios juntos equivalen a menos de tres de ellas.
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Dónde están
El mayor aporte está en el río Monday, con dos sitios y 170,2 MW, cerca del 43% del total. Siguen Ñacunday (61,7 MW en tres sitios), Carapá (39,9 MW en dos), Ypané (39,7 MW en cinco) y Tembey (26,2 MW en tres).
Ypané tiene la mayor cantidad de sitios, pero cada uno aporta poco, unos 8 MW en promedio. Completan la lista Jejuí (24,7 MW en tres sitios) y, con un sitio cada una, Pirayuí (13,4 MW), Acaray (8,6 MW), Capiibary (6,7 MW) e Itambey (6,6 MW).
Seis cuencas no tienen ningún sitio de 5 MW o más: Aquidabán, Manduvirá/Tapiracuai, Tebicuarymí, Pozuelo, Limoy y Pirapó.
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Cuánto costaría y cuánto demoraría
El costo estimado es de US$ 2.500 a 3.000 por kW instalado. Con esos valores, una cuenta simple para los 398 MW daría entre US$ 1.000 y 1.200 millones, aunque el informe no presenta un total.
El costo nivelado de la energía (LCOE), es decir, lo que costaría producir cada megavatio hora durante la vida útil de la central, sería de US$ 50 a 70. Es más caro que lo que el mismo informe estima para Corpus Christi (US$ 33) e Itacorá-Itatí (US$ 38), ambos sin regalías, y para un parque solar de 100 MWp sin baterías (US$ 40 a 55).
Cada central llevaría de 5 a 6 años en promedio y el conjunto, entre 15 y 20 años. El IPPSE explica que la mayoría de los datos son “muy preliminares”, salvo pocas excepciones, y que falta definir estudios de localización, topografía, terrenos afectados, caudales históricos, factibilidad, impacto social y ambiental, licencias y la forma de construcción y financiamiento. Los llevarían adelante la ANDE, instituciones responsables o inversionistas interesados.
Por qué no alcanza
El informe es categórico con la escala. Calcula que el sistema crecerá a más de 500 MW por año en la década de 2030, por lo que los 398 MW equivalen, según el estudio, al crecimiento de un solo año de la demanda. Además, al depender de los caudales de los ríos, no garantizan energía firme.
Por eso el IPPSE concluye que no es razonable sustentar la expansión del sistema en estos emprendimientos, aunque los considera importantes para la red y para las comunidades. Tampoco descarta los aprovechamientos de menos de 5 MW, si resultaran técnica y económicamente factibles a largo plazo.
El documento menciona otros proyectos aún más preliminares, que llevarían más de 10 años y que por ahora no pueden considerarse alternativas reales. Son la instalación de turbinas en la presa Yguazú (70 MW) y una tercera sala de máquinas en Acaray (75 MW), ambos del Plan Maestro de la ANDE 2024-2043, y dos centrales en el río Paraguay, en los km 480 y 610 (72 y 96 MW), con estudios básicos de 1980.
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