Power-to-X: Paraguay frente a la región, derivado por derivado

Hay una demanda mundial que no se resuelve con cables: la aviación necesita SAF, el transporte marítimo quema combustible líquido, los fertilizantes parten del amoníaco y la industria de alta temperatura no se electrifica. Descarbonizar esos sectores exige moléculas limpias, y eso es el Power-to-X (PtX): electricidad renovable convertida, vía hidrógeno verde, en derivados que sí viajan: amoníaco, e-metanol, SAF. Los mandatos europeos y las licitaciones asiáticas ya comprometen parte de esa compra, y Sudamérica compite por abastecerla.

Qué es Power-to-X y qué exige cada derivado

La cadena tiene tres eslabones. Electricidad renovable parte el agua en hidrógeno y oxígeno por electrólisis; ese hidrógeno se combina después con nitrógeno del aire para dar amoníaco, o con CO2 para dar e-metanol y, con una síntesis adicional, SAF; el derivado viaja por último en barco o barcaza hasta el comprador. Cada molécula exige insumos distintos, viaja distinto y tiene compradores distintos; la matriz los pone lado a lado:

El hidrógeno puro queda para uso local: licuarlo a -253 °C consume 30 a 40 por ciento de la energía que contiene (IRENA, 2022) y ningún comprador lejano paga ese peaje. El amoníaco es el que ya tiene comprador con nombre en Asia: Japón apunta a 3 millones de toneladas anuales de hidrógeno y amoníaco al 2030 (METI, Estrategia Básica del Hidrógeno, 2023), JERA ya tiene probada la co-combustión al 20 por ciento en una unidad a carbón de 1 GW (JERA, 2024) y Corea tiene adjudicada desde 2024 la primera licitación mundial de generación con hidrógeno limpio, a un proyecto de co-combustión de amoníaco con contrato a 15 años (Ammonia Energy, 2024). Viaja a -33 °C en buques tipo GLP que ya existen (DNV); por eso mismo es el segmento donde más polos exportadores compiten.

El e-metanol tiene la demanda naviera de su lado: FuelEU Maritime rige desde enero de 2025 y recorta la intensidad de carbono del combustible marino 2 por ciento en 2025 hasta llegar a 80 por ciento en 2050 (Reglamento UE 2023/1805), y Maersk tiene encargados 24 portacontenedores a metanol dual, con los primeros ya navegando (The Maritime Executive, 2023). El SAF carga la demanda más regulada de todas: ReFuelEU fija 2 por ciento de SAF en 2025, 6 por ciento en 2030 y una subcuota de sintéticos de 1,2 por ciento desde 2030 (Reglamento UE 2023/2405), y CORSIA de la OACI suma presión global desde 2024. Ambos exigen CO2 sostenible.

Ahí pesa la carta paraguaya. La fermentación de las alcoholeras emite CO2 casi puro (95 por ciento o más) y biogénico, el más barato de capturar de toda la industria: 0 a 35 dólares por tonelada (GAO vía RFA, 2022). Paraguay produce unos 510 millones de litros de etanol al año (dato 2024, Biocap); una cuenta ilustrativa con la estequiometría de la fermentación, unos 0,76 kg de CO2 por litro, da del orden de 380.000 toneladas por año, hoy mayormente sin capturar. Hasta Haru Oni, la planta chilena de Magallanes, sintetiza con CO2 biogénico: el insumo que escasea en los polos desérticos de la región acá se ventea a diario.

Las alcoholeras encabezan, y detrás hay un clúster de fuentes biogénicas con purezas y volúmenes distintos. Los ingenios azucareros queman bagazo en sus calderas, AZPA sola muele 1,5 millones de toneladas de caña por zafra (UIP, 2026), con secaderos de granos y arroceras más chicos detrás, sin cifra pública; ahí el CO2 sale mezclado en el humo, y en corrientes diluidas de ese tipo la captura cuesta 40 a 290 dólares por tonelada en generación y siderurgia (GAO vía RFA, 2022). El biogás de granjas y frigoríficos, como los biodigestores cargados con los efluentes de 40.000 cerdos en Naranjal (Itaipu, 2013), rinde un CO2 que queda casi puro al separar el metano (IEA, 2020), todavía en volúmenes chicos y dispersos. Y la fuente que cambia la escala está proyectada sobre el propio río Paraguay: Paracel tiene planeada en Concepción una planta de celulosa de 1,8 millones de toneladas anuales (Paracel vía Argentina Forestal, 2026), con la obra en pausa a la espera de mercado (ABC, 2025); una planta kraft de ese porte emite unas 2,7 toneladas de CO2 biogénico por tonelada de celulosa (IEAGHG, 2016), una cuenta ilustrativa del orden de 4,9 millones de toneladas al año, aunque diluidas en el humo de sus calderas. El clúster completo, pureza contra volumen:

El tablero regional: la carta de cada país

Con las moléculas claras, el tablero: quién tiene marco, quién tiene salida al mar y quién tiene los insumos.

El detalle detrás de cada fila, país por país y con sus fuentes:

• Chile: lo político está resuelto desde temprano: estrategia nacional vigente desde 2020 (Ministerio de Energía); en lo técnico es el único que ya exporta: Haru Oni opera en Magallanes desde 2022 y ya lleva enviados 100.000 litros de combustibles sintéticos a Europa y Estados Unidos (pv magazine, 2024).
• Brasil: el marco legal más completo de la región: la Lei 14.948/2024 define el hidrógeno bajo en carbono (hasta 7 kg de CO2eq por kg), nombra regulador y suma incentivos fiscales; en lo económico, más de R$ 290.000 millones anunciados en 18 estados (MME, 2024), con el hub del puerto de Pecém a la cabeza.
• Uruguay: lo político y lo económico van de la mano: hoja de ruta en 2023 (MIEM), meta de US$ 2.000 millones anuales al 2040 y un fondo sectorial que ya financia los primeros proyectos; HIF tiene anunciados e-combustibles en Paysandú (2023).
• Argentina: carga el anuncio económico más grande: Fortescue, US$ 8.400 millones para Río Negro en 2021; el proyecto sigue en fase de estudios (Diario Río Negro, 2025) y en lo legal el espacio está abierto: todavía no hay ley específica de hidrógeno.
• Paraguay: el marco político está en marcha desde 2024: Estrategia Nacional para la Economía del Hidrógeno Verde (MOPC con apoyo del BID, 2024) y Ley 7599/2025 de generación privada con renovables no hidráulicas y venta a la ANDE (BACN); en lo técnico, los proyectos están en etapa de definición; su carta fuerte está en la matriz ecológica.

La foto global enfría el entusiasmo: los proyectos anunciados sumarían 37 millones de toneladas anuales de hidrógeno bajo en emisiones para 2030, pero solo el 9 por ciento de esa cartera tiene decisión final de inversión, y lo que ya opera o tiene inversión decidida alcanza 4,2 millones (IEA, Global Hydrogen Review 2025). Lo que separa el anuncio del hormigón es un comprador firme; por eso la decisión cruza este tablero con la demanda de cada derivado que quedó mapeada arriba.

La decisión: qué derivado conviene y para qué mercado

Esa matriz ecológica es lo que ningún vecino junta en un mismo sitio: hidroelectricidad firme de la ANDE con factor de planta alto frente a la eólica y la solar variables, agua dulce sin desalinizar y el clúster de CO2 biogénico que encabezan las alcoholeras.

La carta eléctrica no se agota en esa hidro. La Ley 7599/2025, reglamentada desde 2026 (La Nación), habilita al privado a generar con renovables no hidráulicas y a venderle a la ANDE con contratos de hasta 30 años, sobre la generación independiente que ya regía por la Ley 3009/2006. Un proyecto PtX puede sumar solar propia dedicada que abarata la electricidad en las horas de sol, usar la hidro firme como respaldo cuando no hay radiación, el respaldo que otros polos resuelven con baterías, y venderle a la ANDE el excedente que el electrolizador no absorbe.

Los datos: tarifa y cuota firme de la ANDE por franja, radiación y costo de la solar propia con la tarifa de referencia ERNC para el excedente, volumen y pureza del CO2 de la fuente del clúster más cercana, la alcoholera en primer lugar, fletes de la hidrovía por estación y, del lado del comprador, primas RFNBO y CBAM en Europa, precios de las licitaciones de Japón y Corea y precio regional del metanol y del amoníaco, todo con fecha.

La técnica: el modelo que proponemos es una optimización (MILP) cargada por mercado destino: elige el mix entre hidro de la ANDE y solar propia, decide por franja horaria cuánta solar alimenta el electrolizador y cuánto excedente se vende a la ANDE, y compara el costo por tonelada puesta en la región, en Rotterdam y en Asia oriental, Paraguay contra Chile, Brasil y Uruguay, derivado por derivado. El mapa completo, entradas, modelo y salidas:

La decisión: producir barato pesa cuando hay comprador firme del otro lado, y cada mercado tiene un proveedor mejor ubicado. Asia queda del lado de Chile por el Pacífico; Europa paga prima RFNBO, aplica el CBAM a hidrógeno, amoníaco y fertilizantes (Comisión Europea) y su ruta atlántica favorece a Brasil y Uruguay, con Paraguay entrando por la hidrovía; el metanol y el amoníaco para la industria y el agro de la región, que hoy se importan, son la entrada con menos peaje para Paraguay. En amoníaco se compite contra vecinos con puerto oceánico; en e-metanol y SAF las tres cartas juntas, energía firme, agua y CO2 biogénico en un mismo sitio, pesan más que el puerto. Antes de comprometer capital: compromiso de compra con fecha, contrato firme con la ANDE por el respaldo, el contrato ERNC si hay solar propia con excedente, contrato y distancia con la alcoholera, calado de la hidrovía y certificación RFNBO del origen eléctrico.

Cómo medirlo: así diseñamos el tablero: por derivado y mercado destino, costo por tonelada puesta en la región, en Rotterdam y en Asia contra el competidor más barato, junto con la demanda comprometida vigente (mandatos, flotas, licitaciones), actualizado con cada dato nuevo de energía, CO2 y flete que entre al modelo.

Este comparativo está publicado para discutirse: si leés el semáforo distinto, si creés que el puerto pesa más que las tres cartas juntas, o si tenés un proyecto o una inversión mirando energía firme, CO2 o hidrovía, escribinos y armamos el modelo con tus datos.