El presidente Santiago Peña anunció de manera oficial la firma del decreto reglamentario, calificando el hecho como un paso decisivo para modernizar el sistema paraguayo y garantizar el acompañamiento al crecimiento sostenido de la demanda eléctrica nacional. El marco operativo, ya esperado tras la aprobación de la ley en diciembre del año pasado, busca atraer inversiones privadas y mitigar la dependencia exclusiva de las centrales hidroeléctricas binacionales.
Por su parte, el titular de la ANDE, Ing. Félix Sosa, destacó que el documento final es fruto de un trabajo de alta coordinación técnica e institucional. En la elaboración participaron los ministerios de Obras Públicas y Comunicaciones—a través del Viceministerio de Minas y Energía—, el Ministerio de Economía y Finanzas, y la propia DNCP, debido a que la legislación exceptúa ciertos criterios de la Ley de Suministros y Contrataciones Públicas. El proceso contó además con el respaldo y asesoramiento técnico de especialistas del Banco Mundial.
La empresa estatal planea realizar la próxima semana una audiencia pública virtual para transparentar las condiciones y recibir sugerencias del mercado local e internacional sobre el primer pliego de bases y condiciones de generación a gran escala, según adelantó el Ing. Sosa en una entrevista concedida a su colega, el expresidente de la ANDE, Ing. Pedro Ferreira, en radio Ñandutí.
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Cuatro figuras comerciales para dinamizar el mercado eléctrico
La nueva reglamentación establece cuatro figuras jurídicas y comerciales para la participación en el sistema. Las dos primeras corresponden al autogenerador y al cogenerador, orientadas principalmente al consumo propio. Los clientes residenciales o comerciales podrán instalar paneles solares en sus techos y los excedentes que no utilicen serán inyectados a la red de la ANDE. La empresa estatal remunerará esta energía tomando como base una tarifa de referencia equivalente al costo medio de generación, la cual será fijada y actualizada anualmente por la autoridad de aplicación.
En el caso de las industrias, la figura del cogenerador les permitirá aprovechar los residuos de sus procesos productivos para el autoabastecimiento. Si estas plantas industriales garantizan una entrega de energía firme, la estructura de compensación incluirá variables adicionales como potencia y servicios auxiliares de regulación de tensión.
El Ing. Sosa aclaró que para ninguna de estas dos modalidades se requerirá un proceso de licitación pública ni contratos de exclusividad, facilitando el trámite administrativo para los usuarios.
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La tercera modalidad, denominada puramente generador, constituye el verdadero núcleo de atracción de inversiones a gran escala. Bajo este esquema, empresas privadas construirán y operarán centrales de generación con el único fin de vender su producción total a la ANDE. Estas plantas se adjudicarán mediante concursos públicos de precios, donde la firma del contrato respectivo se extenderá por un plazo de hasta 30 años, de acuerdo con las proyecciones de demanda contempladas en el Plan Maestro de la ANDE hasta el año 2043.
Planta solar en el Chaco inyectará energía desde 2029
El plan piloto de esta apertura se asentará en la Región Occidental. La ANDE confirmó que la primera licitación del sector buscará instalar una capacidad de 140 MW - equivalentes al 64% de la capacidad de la central Acaray - de fuente solar en la zona de Loma Plata. Para blindar el proyecto de riesgos e imprevistos inmobiliarios, la empresa estatal suscribió un contrato de arrendamiento por tres décadas con la cooperativa menonita local, asegurando una superficie estratégica de 200 hectáreas, ubicada a solo 5 kilómetros de la subestación eléctrica regional.
El pliego de bases no evaluará las propuestas en función a la tarifa de costo medio de la ANDE, sino mediante un precio de referencia máximo calculado en conjunto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Este precio tope ponderará los costos actuales de la tecnología fotovoltaica y la tasa de retorno mínimo requerida por los inversionistas. “En la construcción de esta metodología está ayudando el BID a través de una cooperación técnica, y nuevamente la autoridad de aplicación va a documentar a través de una resolución, por ejemplo, la metodología que se va a implementar, y en cada licitación va a tener un precio de referencia diferente”, explicó el Ing. Sosa.
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Los cronogramas técnicos de la institución prevén que las tareas de adjudicación concluyan este año, luego vendrá el periodo de construcción y montaje electromecánico en aproximadamente 24 meses entre los años 2027 y 2028. De esta manera proyectan que la planta solar de 140 MW empiece a inyectar energía comercial a partir del año 2029.
El titular de la estatal pública adelantó que este evento servirá como una prueba operativa para el comportamiento del sistema interconectado nacional, habilitando el lanzamiento posterior de licitaciones en serie para otras zonas. “A partir del 2029 ya estaría en en servicio esta primera planta solar, pero nosotros no vamos a esperar que entre en operación esta planta solar, vamos a comenzar a licitar en serie”, comentó.