Un parque solar de 300 MW en Paraguay ya no suena a ciencia ficción. Es la escala que permitiría diversificar una matriz casi enteramente hidroeléctrica y sumar energía firme en las horas diurnas, justo cuando el consumo urbano aprieta. El dato que despeja dudas llega pronto : el Chaco paraguayo registra entre 5,5 y 6,0 kWh por metro cuadrado al día de irradiación global, según el Global Solar Atlas del Banco Mundial.
¿Qué entrega un campo fotovoltaico de 300 MW con ese sol? Entre 580 y 685 GWh anuales si se trabaja con factores de planta de 22 a 26 por ciento estimados por el mismo atlas. Para desplegarlo, el proyecto pide del orden de 600 a 900 hectáreas, de acuerdo con el estudio de uso de suelo para fotovoltaica del National Renewable Energy Laboratory. Y una conexión robusta a la red que hoy opera la Administración Nacional de Electricidad, con su nodo de muy alta tensión en Villa Hayes como referencia occidental.
Parque solar 300 MW en Paraguay : la idea y el momento
La oportunidad aparece nítida tras años de caudales cambiantes en el río Paraná. Itaipú Binacional marcó un récord de 103 TWh en 2016 y cayó a cerca de 66 TWh en 2021 por bajos caudales, de acuerdo con reportes oficiales. Esa montaña rusa de hidrología abre espacio a una fuente que no depende del río y que coincide con los picos de aire acondicionado en verano.
El parque también encaja con una realidad logística. Existen corredores viales en expansión hacia el Chaco y un gran patio eléctrico del lado occidental del río Paraguay, con la subestación Villa Hayes en 500 kV puesta en servicio en la década pasada, descrita por ANDE como columna del sistema de transmisión.
Queda una respuesta que muchos buscan antes de avanzar : si el número cierra. Los costos de inversión y la tarifa objetivo determinan si un banco acompaña, si un contrato de compra a largo plazo encuentra equilibrio y si el cronograma camina sin tropiezos.
Datos duros : recurso solar, red eléctrica y suelo
Recurso. El Global Solar Atlas del Banco Mundial ubica en el Chaco paraguayo una irradiación global horizontal de 5,5 a 6,0 kWh por metro cuadrado al día. Con módulos bifaciales y seguidores, los factores de planta típicos regionales se mueven entre 22 y 26 por ciento.
Energía anual. A 24 por ciento de factor de planta, 300 MW entregan alrededor de 631 GWh cada año. Ese volumen cubre horas solares críticas y reduce vertidos hidráulicos en momentos de baja demanda.
Suelo. NREL estima necesidades de 2 a 3 hectáreas por MW para fotovoltaica a gran escala. Traducido al proyecto : 600 a 900 hectáreas con servidumbres y caminos internos incluidos, con preferencia por suelos no agrícolas.
Red. ANDE opera la gran autopista de 500 kV hacia Villa Hayes y un mallado de 220 y 66 kV hacia los principales centros de carga. Un parque en el Chaco requerirá evaluar refuerzos y una bahía dedicada en subestación, con estudios de acceso y de impacto en la estabilidad del sistema.
Modelo de negocio y costos : así puede cerrarse
Costos. IRENA reportó para 2022 un costo medio global de la fotovoltaica a escala de 1.121 dólares por kW instalado y un costo nivelado de 0,049 dólares por kWh, con variaciones por mercado y cadena de suministro. En América Latina los proyectos licitados recientes se han movido en un rango amplio de 800 a 1.300 dólares por kW según series históricas de IRENA y bancos de desarrollo.
Ingresos. Un contrato de compraventa de energía a 15 o 20 años con ANDE o con un gran consumidor ancla puede respaldar la financiación. El perfil solar reduce compras en horas caras y complementa a la hidroeléctrica, que modula su despacho. La clave está en indexación, garantías y penalidades claras.
Plazos. Desde prefactibilidad a operación comercial, un ciclo típico oscila entre 24 y 36 meses si la tramitación ambiental y el acceso a red se resuelven sin cuellos de botella. El cronograma pide ingeniería temprana del punto de interconexión y compras en bloque para capear volatilidad de precios. Un detalle exepcional que a veces se olvida : la logística de trackers y transformadores en temporada de lluvias.
Pasos críticos en Paraguay : permisos, PPA y bancos
El aterrizaje del proyecto depende de tres frentes coordinados. La autoridad ambiental, el operador del sistema y los financiadores leen el mismo libreto cuando el promotor llega con carpeta completa y números respaldados por fuentes públicas.
- Seleccionar sitio con GHI validado y acceso vial, evitando áreas de valor ambiental, con línea a menos de 20 kilómetros.
- Solicitar a ANDE estudios de acceso y conexión, definiendo tensión, bahía y obras asociadas en transmisión.
- Presentar Estudio de Impacto Ambiental ante el Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible con plan de manejo claro.
- Negociar un PPA bancable con ANDE o un offtaker privado, con calendario de hitos y esquema de garantías.
- Cerrar deuda y capital con multilaterales y banca local, apoyándose en benchmarks de IRENA y en análisis de riesgo país.
La lógica técnica y financiera queda servida con estos bloques. Falta el punto de conexión definido y un PPA competitivo que refleje el valor diurno de la energía en Paraguay. Cuando esas dos piezas encajan, el parque de 300 MW pasa de idea a obra con cronograma y firmas en la mesa.