O Paraguai vive um paradoxo energético: enquanto o consumo de eletricidade dispara, as obras de infraestrutura necessárias para sustentar esse crescimento avançam a passos lentos. A Administração Nacional de Electricidade (ANDE) investe entre US$ 300 e 340 milhões por ano, mas o Plano Diretor da estatal estima que seriam necessários pouco mais de US$ 600 milhões anuais durante uma década para acompanhar a demanda.
“Várias obras que já deveriam estar em operação ainda não foram concluídas; algumas estão em construção e outras nem foram licitadas”, afirma o engenheiro Guillermo Krauch, do Instituto de Profissionais Paraguaio do Setor Elétrico (IPPSE). Ele destaca que a demanda máxima registrada em janeiro de 2026, de 5.725 megawatts, já supera a projeção para 2027. “A realidade está superando as previsões”, resume.
O descompasso entre oferta e procura não significa um apagão generalizado, mas Krauch adverte que haverá regiões com deficiências reais no abastecimento. “Em um sistema de transmissão e distribuição, o planejamento prevê equipamentos de reserva. Quando não há investimento suficiente, essa margem de segurança desaparece”, explica.
O crescimento acelerado do consumo — entre três e quatro vezes acima do previsto — é puxado por grandes consumidores, como a criptomineração e os projetos de centros de dados para inteligência artificial (IA). Embora esses contratos tragam receitas extras em dólar para a ANDE, eles também encurtam o prazo de saturação das subestações.
O engenheiro Daniel Ríos Festner, consultor em planejamento energético, aponta que o verdadeiro gargalo não é técnico, mas financeiro. “A ANDE tem um descompasso entre seus custos e a tarifa cobrada dos consumidores finais. Não existe um mecanismo automático de atualização tarifária”, diz. Para ele, garantir a solvência financeira da estatal é fundamental.
Segundo o Plano Diretor, o Paraguai atingiria o limite dos excedentes energéticos de Itaipu e Yacyretá por volta de 2030. Com o crescimento anual de 20% (contra os 5% previstos), esse prazo pode se antecipar para 2029 — ou até menos, se ocorrer um período de seca como o de 2021. “A partir de 2029 ou 2030, o país precisará incorporar ao sistema o equivalente a duas usinas de Acaray por ano”, alerta Krauch.
Para enfrentar o desafio, Krauch defende segurança jurídica para investidores privados na geração de energia, com a regulamentação de leis já sancionadas. “Se começarmos hoje, entre financiamento, licenças e construção, estamos falando de quatro ou cinco anos. Precisamos de mais rapidez”, conclui.