Energía · Seguridad de suministro · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 5 de 7 · Octubre de 2026
El Paraguay creció convencido de que la electricidad le sobraba, y durante décadas fue cierto. Pero entre 2021 y 2025 la energía que entrega la ANDE pasó de 18.567 a 29.418,5 GWh, un 58 % más, y en el primer semestre de 2026 creció otro 18,3 %. Si no se agrega generación, la pregunta ya no es si la energía disponible dejará de alcanzar, sino cuándo. Y la respuesta honesta es una probabilidad.
Menos oferta de la que se suponía
La oferta disponible para el país tiene tres fuentes: la mitad paraguaya de Itaipú, Yacyretá y Acaray. En un año de lluvias normales suman unos 47.000 GWh, con Yacyretá limitada a los 425 MW en promedio que fija el acta firmada con la Argentina en 2025 y Acaray con unos 700 GWh (570 en 2025). Pero Itaipú generó en 2019-2025 un 15,3 % menos que en 1992-2018, y no sabemos si ese nivel bajo es pasajero: con la hidrología de esos años, la oferta media baja a unos 41.300 GWh. En un año seco de uno en diez, la de 2030 sería de unos 39.200 GWh.
Del otro lado, la demanda de 2026 rondaría los 34.300 GWh y, en el escenario central, unos 42.000 en 2030. Ese escenario supone que la demanda ordinaria, la de hogares, comercios e industrias, crece 6,4 % anual, similar al 6,3 % de 2021-2025, y que se mantienen los contratos de las cargas electrointensivas, sobre todo minería de criptoactivos, que hoy suman 943,8 MW.
Cuándo puede faltar
El modelo del Observatorio simula 20.000 trayectorias posibles de la hidrología y de la demanda. En el escenario central, el primer año en que la demanda supera a la oferta disponible llega en 2032 o antes en la mitad de las simulaciones, y entre 2029 y 2036 en ocho de cada diez. La probabilidad de que ocurra al menos una vez hasta 2030 es de 31 %, y va de 26 % a 35 % según el ritmo de crecimiento de la demanda. Si la hidrología de 2019-2025 persiste, la mitad de las simulaciones tiene su primer déficit en 2030 o antes, y la probabilidad hasta ese año sube a 60 %. El gráfico muestra otra medida: la probabilidad de déficit en cada año por separado, menor que la de que ocurra al menos una vez hasta ese año.
Hay un dato que cambia la manera de pensar el problema: en siete de cada diez trayectorias, el primer déficit ocurre en un año en que Itaipú genera menos de lo habitual. La restricción no llegará, lo más probable, como un cruce suave de curvas que se ve venir, sino como un año seco.
Quién absorbe el primer año malo
El riesgo de los próximos años, además, puede acotarse. En el 88 % de las trayectorias, el déficit del primer año es menor que el consumo de las cargas electrointensivas de ese año: en 2028, el déficit típico, cuando ocurre, sería de unos 1.600 GWh, frente a unos 6.800 GWh de esa carga. Si los contratos permitieran interrumpir su suministro en los años secos, la probabilidad de no abastecer la demanda ordinaria hasta 2030 bajaría de 31 % a 3,7 %.
Gráfico. Probabilidad de que la energía disponible no alcance en cada año, 2027-2035 (escenario central)
Hasta 2030, entonces, la seguridad de suministro es en buena parte una decisión contractual: cuánta carga electrointensiva se renueva y en qué condiciones cuando venzan los contratos, el 31 de diciembre de 2027. Después ya no alcanza con eso: la probabilidad de que falte energía para la demanda ordinaria en el año sube a 17 % en 2032 y a 56 % en 2035.
Las palancas, de la más rápida a la más lenta
La más rápida es Yacyretá. El acta permite a la ANDE retirar 425 MW en promedio, pero en 2025 retiró 352 y en mayo y junio de 2026, entre 109 y 145. Hay una explicación posible: con el Acuerdo Operativo, la energía adicional de Itaipú le sale hoy más barata que la de Yacyretá, a US$ 28 por megavatio-hora. Desde 2027, sin ese régimen, cada megavatio-hora de Yacyretá reemplaza energía de Itaipú que exige potencia contratada. Llevar el retiro al tope agregaría unos 2.500 a 2.800 GWh al año respecto del ritmo de mediados de 2026, sin obra nueva; si siguiera como en 2025, la probabilidad de un déficit hasta 2030 subiría de 31 % a 35 %.
La segunda son los contratos electrointensivos. El tope total de 700 MW propuesto por la Unión de Ingenieros de la ANDE, unos 244 MW menos que lo contratado hoy, bajaría esa probabilidad a 21 %. Una expansión a 2.100 MW, sin contrato que hoy la respalde, la llevaría a 78 %. Para la demanda ordinaria, las cláusulas de interrupción, que no son gratuitas para nadie, protegen más que un cupo: 3,7 % de riesgo hasta 2030 frente a 21 %.
La tercera son las pérdidas: bajar un punto por año desde 2027 las pérdidas técnicas, la energía que se disipa en la red, retrasa el déficit alrededor de un año. La tarifa podría ayudar, pero cuánto responde la demanda al precio no puede medirse con los datos paraguayos. La planta solar de Loma Plata, todavía no licitada, apenas mueve la fecha.
La más lenta es la generación nueva. Aun con hidrología media todos los años, el déficit llega, en la mitad de las simulaciones, en 2033 o antes, y la generación que lo cubra tarda varios años en licitarse y construirse. A eso se suma la red: las dos obras troncales de 500 kV llevan uno a dos años de atraso respecto del Plan Maestro de Transmisión 2024-2033.
Lo que hay que decidir ahora
Tres decisiones no pueden esperar: renovar los contratos de las cargas electrointensivas con cupo y con cláusulas que permitan interrumpir su suministro en los años secos; retirar desde enero de 2027 todo lo que permite el acta de Yacyretá; y licitar ya la generación que hará falta hacia 2032-2033. Ninguna depende de la negociación del Anexo C de Itaipú con el Brasil.
Hace falta también información que hoy no se publica, empezando por la demanda de las cargas electrointensivas en las horas de mayor consumo del sistema y los límites de transferencia de la red. Con ella, la probabilidad de un mal año podría medirse mejor. Sin ella, el país seguirá discutiendo una fecha cuando lo que tiene por delante es un riesgo que crece cada año.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «El trilema eléctrico del Paraguay» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna, y de su modelo de oferta y demanda, cuyos datos y programas son públicos en el paquete de replicación del Observatorio. Las probabilidades dependen de supuestos que el estudio detalla; no son pronósticos.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.