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1. Introducción
El 05.04.2024, el IPPSE elaboró un informe técnico titulado “Situación de las instalaciones planificadas en el Sistema Eléctrico Nacional”, que dio a conocer públicamente. Su contenido sigue siendo válido.
En el mismo se emitió una opinión sobre los atrasos verificados en el cumplimiento del “Plan Maestro de Transmisión, de Distribución, de Tecnología de la Información y de Comunicación de corto y mediano plazo para el periodo 2021-2030″, así como del “Plan Maestro de Generación de corto, mediano y largo plazo para el periodo 2021-2040″, de la ANDE, aprobados por Decreto del PE Nº 5.283 del 17.05.2021, los cuales están vigentes.
Ese informe técnico mostraba y alertaba la situación de atraso en la ejecución de las obras previstas en dichos planes, lo cual afecta a la calidad del servicio prestado por la ANDE; se esperaba llamar la atención de las autoridades nacionales a fin de impulsar decisiones, acciones y medidas a tiempo, en la búsqueda de soluciones para evitar degradaciones futuras indeseadas del servicio eléctrico.
Sin embargo, transcurrido el tiempo y acompañando la evolución del sistema eléctrico, el IPPSE verificó que persiste el atraso en las obras planificadas de transmisión, distribución y generación, por lo cual consideró importante analizar la situación actual de las inversiones.
2. Objeto
Es objeto del presente informe técnico es realizar, exclusivamente, una actualización de la “Situación e Inversiones requeridas del Sector Transmisión” (líneas de transmisión y subestaciones de alta tensión 500, 220 y 66 kV), por considerar el sector más crítico actualmente.
3. Resumen Ejecutivo
En el presente informe técnico se analizan:
* Las inversiones en transmisión, distribución y generación, previstas y realizadas, en el periodo 2021-2030;
* Detalle de las inversiones, proyectos y obras de transmisión atrasadas;
* Motivos de los atrasos;
* Sugerencias para solucionar los atrasos.
Entre sus conclusiones se destacan:
- En el periodo 2021-2030 (10 años) está previsto invertir en transmisión 2.993 MM US$, promedio 299 MM US$/año.
- En el periodo 2021-2024 (4 años) estaba previsto invertir 1.187 MM US$, promedio 297 MM US$/año; pero solamente se realizó 551 MM US$, promedio 138 MM US$/año.
- En el periodo 2025-2030 (6 años) restan invertir entonces 2.442 MM US$, promedio 407 MM US$/año, para recuperar los atrasos y ejecutar las obras previstas en el plan vigente. (MM US$ = millones de dólares americanos).
- 22 instalaciones significativas (8 líneas de transmisión y 14 subestaciones) previstas para estar habilitadas originalmente en los años 2023 y 2024, no estarán; otras 12 instalaciones (6 líneas de transmisión y 6 subestaciones) previstas para el año 2025 tampoco estarán, así como difícilmente otras previstas para los años 2026 y 2027.
- Con esos atrasos en inversiones, proyectos y obras de transmisión, es evidente que el sistema eléctrico se está debilitando y su confiabilidad se está reduciendo; la calidad del servicio de la ANDE se está deteriorando gradualmente, con consecuencias indeseadas.
- Si persiste el atraso en la incorporación de instalaciones de transmisión, atrasadas y futuras, las consecuencias indeseadas serían las siguientes:
* Cortes de energía eléctrica zonales, regionales, cada vez más frecuentes;
* Sobrecarga de elementos de la red eléctrica (riesgo potencial de daños a los mismos);
* Dificultad de control de la carga activa y reactiva y de la tensión en el sistema;
* Cortes selectivos de carga (para aliviar partes o el total del sistema);
* Colapso total del sistema (apagón, por límite de capacidad y estabilidad de la red eléctrica).
- Es necesario que las instituciones y autoridades nacionales tomen decisiones e impulsen acciones inmediatas que posibiliten la solución de los problemas relacionados con el atraso de las inversiones requeridas, y especialmente el aspecto económico-financiero de la ANDE.
4. Inversiones previstas y realizadas
Se muestra un resumen de las inversiones previstas (cronograma planificado) y realizadas (contabilizadas) por la ANDE en los sectores de transmisión, distribución y generación, correspondientes al periodo 2021-2030.
Fuente: Planes Maestros vigentes, e informaciones públicas de la ANDE.
Nótese en los resultados, que las inversiones realizadas en los años 2021, 2022, 2023 y 2024, estuvieron por debajo de los valores previstos. En ese periodo se registraron montos menores a los previstos en todos los sectores; retraso total de inversiones -1.480,0 MM US$ (Ver Cuadro).
Los resultados representan un retraso de 4 años, acumulativo, en la ejecución de las inversiones previstas en el Plan Maestro de transmisión, distribución y generación, vigente.
La previsión de dicho Plan Maestro es invertir en esos sectores 6.200 MM US$ en el periodo 2021- 2030 (10 años), equivalente a un promedio de 620 MM US$/año. Sin embargo, solamente se ha realizado (ejecutado) un promedio de 300 MM US$/año.
Es importante destacar los logros obtenidos por la ANDE en la ejecución de sus inversiones en el periodo 2021-2024, superando en un gran esfuerzo a años anteriores, lo cual es loable, pero insuficiente; es importante lo realizado, pero más importante son las obras pendientes de realizar.
Se requieren más inversiones, más obras.
5. Inversiones en transmisión atrasadas
Conforme al cuadro anterior, las inversiones en instalaciones de transmisión tienen un retraso de 4 años y 635,6 MM US$ en el periodo 2021-2024; se ha realizado menos de la mitad de lo previsto (46%).
Si las instalaciones requeridas fueron correctamente planificadas por la ANDE, las mismas deberían mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico, en su conjunto, entrando en servicio en las fechas originalmente previstas; al atrasarse, evidentemente que la calidad del servicio se deteriorará.
6. Proyectos y obras de transmisión atrasadas
Se señalan 40 proyectos y obras significativas atrasadas, entre otras, de líneas de transmisión y subestaciones de 500, 220 y 66 kV. Fuente: Plan Maestro de Transmisión de la ANDE, vigente.
Pocas obras están en etapa de construcción, pero la mayoría de los proyectos aún no se ha iniciado su construcción (algunos no cuentan con financiamiento) por lo cual éstos no estarán disponibles en los próximos dos años (proceso completo: plazo promedio dos a cinco años, dependiendo de la complejidad de la instalación – ingeniería, obtención de financiamiento y aprobación parlamentaria, licitación de construcción, método de ejecución y otros).
Se resaltan los años previstos de puesta en servicio (en rojo): las obras en construcción atrasadas con sus nuevos plazos estimados; los proyectos (obras no iniciadas) con sus plazos originales.
Los costos correspondientes están ampliamente detallados en el Plan Maestro de Transmisión.
6.1. Obras en construcción
- Subestación Valenzuela: 500/220 kV - 1.200 MVA, y seccionamiento de la LT 500 kV Ayolas - Villa Hayes y de 3 LT de 220 kV (Previsión original año 2023; nueva previsión abril/2025).
- LT 66 kV Valenzuela - San José de los Arroyos: 15 km (Previsión original año 2023; nueva previsión junio/2025).
- Subestación San José de los Arroyos: 66/23 kV - 50 MVA (Previsión original año 2023; nueva previsión junio/2025).
- LT 500 kV Yguazú - Valenzuela: 200 km, doble terna, 2.000 MVA; primera etapa, cableado de un circuito (Previsión original año 2024; nueva previsión Diciembre/2026)
6.2. Proyectos 500 kV - Obras no iniciadas
- Subestación Villa Hayes: montaje del cuarto banco de autotransformadores 500/220 kV – 600 MVA, y montaje de 2 reactores de 500 kV de 80 MVAr cada uno (año 2023).
- LT 500 kV Itaipú - Villa Hayes: 360 km, segundo circuito, 2.000 MVA (año 2026).
- LT 500 kV Ayolas - Valenzuela: 230 km, segundo circuito, 2.000 MVA (año 2027).
- Subestación Emboscada: 500/220 kV - 1200 MVA, y seccionamiento de la LT 500 kV Valenzuela - Villa Hayes y de la LT 500 kV Margen Derecha - Villa Hayes (año 2027).
6.3. Proyectos 220 kV – Obras no iniciadas
- Repotenciación LT 220 kV Cnel. Oviedo - Carayaó: 48 km, simple terna (año 2023).
- LT 220 kV Limpio - Zárate Isla: simple terna (10 km) y tramo subterráneo (6 km) (año 2023).
- Subestación Zárate Isla: 220/66/23 kV - 240/120/120 MVA (año 2023).
- Subestación Autódromo: 220/66/23kV - 240/120/120 MVA (año 2023).
- Subestación Cnel. Oviedo II: 220/23 kV - 50 MVA (año 2023).
- Subestación Colonia Independencia: 220/23 kV - 50 MVA (año 2023).
- LT 220 kV Paso Pé - Colonia Independencia: 30 km, simple terna (año 2023).
- Reconstrucción en doble terna de la LT 220 kV Cnel. Bogado - Trinidad: 53 km (año 2023).
- LT 220 kV Villa Real - Pozo Colorado - Loma Plata: 300 km, simple terna (año 2024).
- LT 220 kV de interconexión de la Subestación San Juan del Paraná con la LT 220 kV Coronel Bogado - Cambyretá – Trinidad: (15 km), doble terna (año 2024).
- Subestación San Juan del Paraná: 220/23 kV - 50 MVA (año 2024).
- Subestación Campo 9: 220/23 kV - 50 MVA (año 2025).
- LT 220 kV San Lorenzo - Villa Aurelia: 9 km, subterránea (año 2025).
- LT 220 kV Zárate Isla - Barrio Molino: 13 km, subterránea (año 2025).
- Recapacitación tramo LT 220 kV San Patricio - Guarambaré: 20 km, doble terna, para interconexión de las Subestaciones Valenzuela y Guarambaré (año 2025).
- Recapacitación LT 220 kV Guarambaré - San Antonio - Villa Elisa y Guarambaré - Lambaré: 25 km, doble terna (año 2025).
- LT 220 kV Cruce Bella Vista - Bella Vista Norte: 80 km, simple terna (año 2025).
- LT 220 kV Vallemí II - Carmelo Peralta: 95 km, simple terna (año 2025).
- Subestación Bella Vista Norte: 220/23 kV - 50 MVA (año 2025).
- Subestación Cruce Bella Vista: 220/23 kV - 50 MVA (año 2025).
- Subestación Nueva Esperanza: 220/23 kV - 50 MVA (año 2025).
- Subestación Manitoba: 220/23 kV - 50 MVA (año 2026).
- Subestación Pilar II: 220/23 kV - 50 MVA (año 2026).
- LT 220 kV Villalbín - Pilar II: 60 km, simple terna (año 2026).
- LT 220 kV Pilar II - Alberdi: 90 km, simple terna (año 2027).
6.4. Proyectos 66 kV – Obras no iniciadas
- Subestación Barrio Jara: 66/23 kV - 100 MVA (año 2023).
- Subestación Barcequillo: 66/23 kV - 50 MVA (año 2023).
- Subestación Arroyos y Esteros: 66/23 kV - 50 MVA (año 2023).
- Subestación Itá: 66/23 kV - 100 MVA (año 2024).
- Subestación Carapeguá: 66/23 kV - 50 MVA (año 2024).
- Subestación Bella Vista Sur: 66/23 kV - 50 MVA (año 2024).
- Subestación Yuty: 66/23 kV - 50 MVA (año 2025).
- Subestación Costanera Encarnación: Subestación 66/23 kV - 100 MVA (año 2025).
7. Motivos de los atrasos
A partir de la década del 90, la ANDE ha venido soportando transformaciones económicas negativas de importancia, factores externos a la institución, que a lo largo de los años le han degradado económicamente, lo cual fue trasladándose hacia la necesidad de realizar las obras de infraestructura requeridas para enfrentar el crecimiento sostenido de la Demanda.
Eso condujo a la ANDE a un escenario de insuficiencia financiera constante, soportado por sus diversas administraciones, que ha ahondado la brecha entre las inversiones necesarias vs. disponibilidad de recursos económicos. El efecto principal se observa y soporta en la actualidad, cuando la ejecución de obras para asegurar el servicio eficiente se encuentra muy alejada de las necesidades para brindar la cobertura del buen servicio que se requiere.
En consecuencia, la ANDE no es la única ni exclusiva responsable de los atrasos, ni sus administraciones actuales ni anteriores, porque además de los propios factores internos, los actores más importantes que causaron atrasos en la ejecución de las inversiones, proyectos y obras de transmisión, distribución y generación, son externos a la institución.
Los factores externos se arrastran desde hace tiempo, así como las soluciones correspondientes, y los sucesivos gobiernos nacionales tuvieron su cuota de responsabilidad en la situación actual de las inversiones atrasadas.
Por lo tanto, la solución no depende solamente de la ANDE; más bien, depende de la ayuda que el Gobierno Nacional le brinde para salir de la situación en que se encuentra. No obstante, la ANDE también debe solucionar lo que a ella le corresponde.
Entre los varios motivos, externos e internos, que causaron y causan atrasos, se destacan los siguientes factores posibles, sobre todo actualmente:
- Recursos económicos y financieros insuficientes de la ANDE, que limitan su disponibilidad de fondos y afectan sus acciones y resultados.
- Insuficiencia tarifaria de la ANDE (aplicación de tarifas políticas, no técnicas, como debe ser), que reduce sus ingresos adecuados.
- Necesidad de ajustes periódicos de las tarifas de la ANDE (últimos ajustes 2002 y 2017; insuficiente para cualquier empresa prestadora de servicio eléctrico), para compensar la pérdida de su valor ante el constante aumento de otros componentes del costo del servicio.
- Necesidad de mejores precios de compra de energía de Itaipú y Yacyretá para reducir el costo del servicio de la ANDE en su componente de generación.
- Capacidad limitada de gestión y estructura de la ANDE para la ejecución de los proyectos y obras (ingeniería, licitaciones, ejecución y supervisión de obras, etc.), que afecta la eficiencia y la dinámica requeridas para la celeridad de los procesos.
- Insuficiencia de recursos financieros provenientes de fuentes externas tradicionales (organismos multilaterales y otros) por excesiva burocracia, condiciones exigidas y limitaciones de capacidad de endeudamiento de la ANDE y del Estado.
- Trabas burocráticas y demoras para la obtención, liberación y aprobación de financiamientos externos para las inversiones que la ANDE requiere (poderes e instituciones del Estado).
- Necesidad de nuevos métodos de financiamiento y adecuación de las normas legales de compras y contrataciones a las características del sector eléctrico, para ampliar y facilitar opciones.
- Elevada morosidad de clientes, particulares y oficiales (instituciones y empresas del Estado), que restan recursos económicos a la ANDE.
- Excesivas pérdidas en el sistema eléctrico, “técnicas” (por déficit de instalaciones) y “no técnicas” (por robo de energía y otros), que deben ser reducidas y eliminadas porque restan recursos económicos a la ANDE.
- Pérdida de autarquía de la ANDE, incumplimiento de su carta orgánica, aplicación de cargas impositivas varias y transferencias gubernamentales, que afectan sus resultados.
8. Demanda de potencia
Un factor importante para planificar la expansión del sistema eléctrico es la proyección y acompañamiento del crecimiento de la Demanda de Potencia (kW = kilowatts; MW = megawatts), utilizado para dimensionar la capacidad de la red eléctrica, en todos sus sectores.
Según informaciones públicas de la ANDE, los valores de Demanda Máxima registrados en los últimos años siguen con un elevado crecimiento sostenido.
Eso representa que las instalaciones del sistema eléctrico, y en particular la Transmisión, están siendo sometidas a cargas mayores que las previstas anteriormente para su diseño en el año 2021.
Así, los límites (capacidad) de las instalaciones actuales de Transmisión podrían alcanzarse antes de lo previsto.
Por lo tanto, es necesario que la previsión de la demanda sea revisada y consecuentemente la planificación de las instalaciones atrasadas y futuras de transmisión.
9. Comentarios
En la planificación del sistema eléctrico, realizado mediante estudios sofisticados, se utiliza normalmente un método de redundancia, el criterio de planificación N-1, donde N es un elemento o instalación del sistema (en la Transmisión, N = línea de transmisión, transformador de potencia, compensador de reactivos y otros).
Significa que, ante un evento imprevisto o programado, con pérdida de 1 (un) elemento, el sistema debe seguir funcionando normalmente, porque hay otro elemento que lo respalda, lo sustituye en esos casos, para evitar el corte del suministro.
Lamentablemente, ese criterio no se está cumpliendo a cabalidad en la Transmisión, porque varias instalaciones no tienen respaldo; en consecuencia, ante eventos imprevistos se producirán cortes masivos del suministro eléctrico en grandes zonas y regiones.
Ejemplos de falta de respaldo: si intempestivamente quedan fuera de servicio las siguientes instalaciones, el suministro eléctrico será interrumpido mientras dure la contingencia:
* LT 500 kV Itaipú - Villa Hayes, a la mayor parte de Asunción, ciudades vecinas y del interior del país.
* LT 500 kV Ayolas (Yacyretá) - Villa Hayes, a gran parte de Asunción, ciudades vecinas y del interior del país.
* Subestación Villa Hayes, transformadores principales 500/220 kV, a varias subestaciones de Asunción alimentadas por la misma.
* LT 220 kV Horqueta - Vallemí – Loma Plata, a toda la carga del Chaco Paraguayo.
Por otra parte, hay Líneas de Transmisión y Transformadores de Potencia de Subestaciones que están funcionando cerca del límite de su capacidad, por lo cual requieren ser aliviados en su carga con ampliaciones y refuerzos para evitar sobrecargas, atender al crecimiento del consumo y garantizar el servicio en las zonas de su influencia.
En resumen, la situación de insuficientes instalaciones disponibles en la Transmisión por atrasos, en una evidente desinversión y por los motivos que fuesen, está afectando a la calidad del servicio eléctrico conforme a las ocurrencias registradas recientemente, lo que se considera preocupante, sobre todo en épocas de verano cuando a causa del excesivo calor la carga del sistema aumenta considerablemente.
10. Conclusiones
Además de las conclusiones ya mencionadas en el punto 3 del presente Informe Técnico, se resaltan las siguientes:
- El Plan Maestro de Transmisión vigente está atrasado y desfasado en su cumplimiento; se requiere actualizar e invertir y ejecutar más de lo que se ha estado realizando.
- Es URGENTE que se tomen medidas para recuperar el tiempo perdido y los atrasos en la ejecución de los proyectos y obras de Transmisión, a lo cual hay que sumar (sobreponer) las nuevas inversiones futuras necesarias. El tiempo apremia para la toma de decisiones, acciones y soluciones.
- Los plazos de ejecución antes mencionados, dos (mínimo) a cinco años dependiendo del caso, dificultarán la disponibilidad en el tiempo requerido de las instalaciones atrasadas aún no iniciadas; no existen soluciones mágicas para adelantar su ejecución.
- Vale resaltar el aumento del riesgo de cortes de energía y de mala calidad del servicio eléctrico, afectando a industrias, fábricas, comercios, shoppings, bancos, oficinas, edificios, viviendas, supermercados, hospitales, centros de salud, colegios, escuelas, universidades, bombeo de agua, obras, inversiones, instituciones del gobierno, etc., con daños irreparables a la economía y otros derivados.
- Todo lo antes mencionado puede acarrear serias repercusiones sobre la sociedad y el gobierno nacional.
- Es enorme el desafío a la capacidad de gestión y estructura de la ANDE para la obtención del financiamiento necesario y para la ejecución de las inversiones previstas, atrasadas y futuras, así como para las instituciones y autoridades nacionales. El futuro del país en materia de calidad del servicio eléctrico está en juego.
11. Sugerencias
En la búsqueda de soluciones para los atrasos de referencia, se mantienen todas las sugerencias emitidas por el IPPSE en su Informe Técnico del 05.04.2024, destacándose las siguientes:
- Fortalecer, apoyar y dotar a la ANDE de recursos administrativos, económicos y financieros suficientes para el cumplimiento de sus “Planes Maestros de Obras de Transmisión, Distribución, Generación y otros”.
- Implementar medidas para acompañar, controlar y exigir a la ANDE el estricto cumplimiento de sus “Planes Maestros de Obras de Transmisión, Distribución, Generación y otros”.
- Implementar medidas para reducir y cancelar la elevada deuda por consumo de energía que mantienen varias instituciones del Estado (100 MMUSD acumulados), a fin de mejorar los recursos económicos de la ANDE.
- Impulsar la mayor participación posible de empresas y capital privado (*), nacionales e internacionales, en el financiamiento, proyecto y ejecución de las obras previstas en los Planes Maestros de Transmisión, Distribución y Generación de la ANDE, sin perder su rol de empresa estatal.
- Actualizar la “Proyección de la Demanda de Potencia y del Consumo de Energía para el Corto, Medio y Largo plazo – 5, 10 y 20 años”, elaborada por la ANDE.
- Actualizar el “Plan de Obras de Transmisión para el Corto y Medio Plazo – 5 y 10 años”, elaborado por la ANDE, recuperando los proyectos y obras atrasadas.
- Tomar como desafío interno el estricto cumplimiento del “Plan Maestro de Obras de Transmisión” de la ANDE una vez actualizado, para acompañar el crecimiento del consumo de energía, brindar la calidad de servicio que corresponde y reducir las pérdidas eléctricas “técnicas” por déficit de instalaciones.
- Fortalecer la capacidad de gestión y estructura de la ANDE para mejorar la eficiencia y dinamismo de los procesos que requieren la ejecución de los proyectos y obras de Transmisión.
- Incentivar las medidas necesarias para reducir la elevada morosidad de los clientes particulares de la ANDE (200 MM US$ acumulados), a fin de mejorar sus recursos económicos.
- Intensificar el combate y las medidas necesarias para reducir y eliminar las excesivas pérdidas eléctricas “no técnicas” en Distribución de la ANDE (actualmente estimado en 10%, equivalente a 2.500.000 MWh/año, 50 US$/MWh, 125 MM US$/año), a fin de mejorar sus recursos económicos.
Notas:
- US$ = dólares americanos; MM US$ = millones de dólares americanos; MWh = megawattshora, unidad de energía).
(*) Instrumentos posibles:
- Ley Nº 1295/1998 – De Locación, Arrendamiento o Leasing Financiero y Mercantil.
- Ley Nº 5102/2013 – Promoción de la Inversión en Infraestructura Pública y Ampliación y Mejoramiento de los Bienes y Servicios a Cargo del Estado.
- Ley Nº 7452/2025 (Ley de App) – De Modernización del Régimen de Promoción de la Inversión en Infraestructura Pública y Ampliación y Mejoramiento de los Bienes y Servicios a Cargo del Estado.
- Ley Nº 1302/1998 – Establece Modalidades y Condiciones Especiales y Complementarias a la Ley Nº 1045/83 (que establece el régimen de Obras Públicas).
- Ley Nº 3009/2006 – De la Producción y Transporte Independiente de Energía Eléctrica (y su Actualización Ley Nº 7299/2022).
- Ley Nº 6977/2022 – Regula el Fomento, Generación, Producción, Desarrollo y La Utilización de Energía Eléctrica a Partir de Fuentes de Energías Renovables No Convencionales No Hidráulica.
Material elaborado por: Instituto de Profesionales Paraguayos del Sector Eléctrico - IPPSE (24.02.2025).