Pese a contar con una matriz 100% hidroeléctrica, la probabilidad de desbalances entre oferta y demanda hacia finales de la década ha ganado verosimilitud. En este contexto, la diversificación de la matriz se vuelve no solo deseable, sino imprescindible. Las energías renovables no convencionales, especialmente la fotovoltaica y un portafolio de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), se presentan como la vía más eficaz para robustecer el sistema.
Marco regulatorio y política
El marco regulatorio reciente sienta bases claras para esa transición. La Ley 6977/2023*, reglamentada en 2024, organiza la autogeneración, cogeneración, generación y exportación a partir de fuentes renovables no hidráulicas, establece la autoridad de aplicación, mecanismos de conexión al SIN, medición bidireccional y un régimen de incentivos fiscales.
A su vez, la Política Energética al 2050 prioriza la incorporación de nueva generación renovable (generación solar) disminución de pérdidas y diversificación territorial de la oferta. Este andamiaje normativo aporta previsibilidad, habilita participación privada y alinea objetivos de seguridad, sostenibilidad y costo-eficiencia.
Sobre esa base, el gobierno mira proyectos concretos para ampliar la oferta con rapidez. En solar fotovoltaica, el Plan Maestro de Generación identifica emplazamientos en ciertas regiones con radiación solar suficiente (ej. Chaco), además de soluciones híbridas en localidades chaqueñas aisladas.
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En paralelo, avanza una cartera de PCH que reduce pérdidas y refuerza confiabilidad regional en al menos 6 cuencas. Esta combinación de plantas solares y PCH permite adicionar potencia y energía en plazos razonables, con efectos sistémicos positivos sobre calidad y cobertura.
En los últimos años la demanda creció con fuerza, sobre todo ante la instalación en el país de empresas dedicadas a la criptominería. La diversificación con renovables no convencionales y PCH, más otros proyectos de generación termoeléctrica, ofrecen una respuesta pragmática y potencialmente atractiva para el sector privado dependiendo de como se estructuren los pliegos y acuerdos de suministro de energía (“PPA”).
Para que los PPA en proyectos solares sean “bancables” es necesario:
- Extender el plazo de las licencias (actualmente es 15 años, incluyendo el periodo de construcción) para amortizar inversiones y estructurar financiamientos de largo plazo, mitigar riesgos y obtener tarifas competitivas*
- Garantías de pago para la reserva en firme de energía (con fideicomisos públicos que den previsibilidad a los compromisos de pagos firmes futuros o garantías soberanas).
- Cláusula de “take or pay” por la que se paga la energía reservada aún cuando no se demanda.
- Medición robusta del recurso (radiación solar) en la zona seleccionada para el proyecto.
- Mecanismo de terminación anticipada que incluya el pago de costos financieros por las inversiones realizadas no amortizadas.
- Paneles técnicos y jurisdicción arbitral internacional para solución de controversias.
En conclusión, la escasez bien gestionada, puede catalizar grandes proyectos de reforma y transformación del sistema eléctrico paraguayo. Con reglas claras, horizontes contractuales adecuados y una cartera territorialmente diversificada en solar y PCH, Paraguay puede convertir la premura en oportunidad, asegurando un suministro robusto, competitivo, “green” y sostenible.
*No rige para proyectos hidroeléctricos, aún tratándose de PCH que se rigen por la Ley Nº 3009/06.
*Existe un proyecto de modificación a la ley de energías renovables, que propone ampliar de 15 a 30 años el plazo de licencias
*Partner & Head of Infrastructure BKM Berkemeyer
martin.carlevaro@berke.com.py