César Addario Soljancic, vicepresidente regional de EXOR Estructuradores

La apertura del mercado eléctrico paraguayo al sector privado en generación, transmisión, distribución y la integración de un gasoducto requiere un enfoque técnico-financiero sofisticado para aprovechar su matriz 100% renovable, que genera 8,800 MW. Con una demanda creciendo al 9% anual, Paraguay debe diversificar su matriz con solar fotovoltaica (LCOE ~USD 30-40/MWh), eólica, pequeñas hidroeléctricas y gas natural, modernizar la red y garantizar acceso universal. Inspirándose en modelos latinoamericanos como Chile y Uruguay, esta columna detalla estrategias técnicas de financiamiento, integrando asociaciones público-privadas (APP), instrumentos de mercado, financiamiento multilateral y optimización de ingresos de exportación, con un gasoducto como catalizador.

Las Asociaciones Público-Privadas (APP) para infraestructura crítica son fundamentales para financiar activos intensivos en capital, como líneas de transmisión de 500 kV, subestaciones y un gasoducto transnacional desde Vaca Muerta en la Argentina. Estas asociaciones mitigan el riesgo fiscal al transferir la construcción, operación y mantenimiento al sector privado, con ANDE como regulador. Chile ha financiado 2,000 km de líneas de transmisión mediante APP, con contratos BOOT (Build-Own-Operate-Transfer) que aseguran flujos de caja a 25 años con TIR de 10-12%. Esta estrategia requiere diseñar la APP con contratos BOOT que especifiquen estándares como IEC 61850 para subestaciones y protocolos de ciberseguridad (IEC 62443) para redes inteligentes. El gasoducto, con capacidad de 10-15 MMm³/día, requiere estaciones de compresión (presión operativa ~70 bar) y nodos de distribución para alimentar plantas de ciclo combinado (500-1,000 MW, eficiencia ~60%). Usar software de simulación como PSS/E para optimizar la integración de nuevas líneas de transmisión con capacidad de 2,000 MVA, reduciendo pérdidas técnicas (actualmente 15-20%) lo que nos obligaría a implementar sistemas SCADA para monitoreo en tiempo real y garantizar un índice de disponibilidad >99.5%.

El gran desafío va a ser establecer un marco regulatorio que defina penalidades por incumplimiento (e.g., SAIDI <5 horas/año) y coordine con el Operador del Mercado Eléctrico Regional (SIEPAC) para interconexiones transfronterizas.

Los Contratos PPA e incentivos fiscales para generación renovable, como solar fotovoltaica (factor de capacidad ~20%) y pequeñas hidroeléctricas (<50 MW, LCOE ~USD 50/MWh), es viable gracias a la caída del 80% en costos de paneles solares desde 2010. El gas natural, transportado por el gasoducto, complementará con plantas de ciclo combinado (emisiones ~0.4 tCO2/MWh). Los contratos de compra de energía (PPA) y exenciones fiscales son esenciales para atraer inversión privada. Aquí deberíamos revisar la Ley 3009/2014 para ofrecer exenciones de IVA y aranceles en inversores fotovoltaicos (eficiencia >98%), turbinas eólicas (capacidad >2 MW) y turbinas a gas (rendimiento térmico >50%). Los PPA deben garantizar tarifas de USD 50-70/MWh para renovables y USD 60-80/MWh para gas, con plazos de 15-20 años, modelados con análisis de VAN (tasa de descuento 8%) y TIR (>12%). Implementar net metering con medidores bidireccionales (precisión ±0.5%) para generación distribuida (<500 kW), incentivando la adopción en PYMES y hogares. Usar plataformas blockchain (e.g., Ethereum-based) como en El Salvador para transacciones energéticas transparentes, reduciendo costos operativos en un 10-15% y calcular factores de planta precisos mediante herramientas como HOMER para evitar sobrecostos en PPA con esto garantizar que ANDE optimice el despacho con algoritmos de programación lineal, integrando fuentes variables con gas como respaldo.

El Financiamiento multilateral y bonos verdes con Organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Banco Mundial ofrecen préstamos concesionales a tasas de 2-3% para proyectos de infraestructura. Los bonos verdes, como hemos desarrollado en columnas anteriores tienen un mercado global de USD 1.2 trillones en 2025, son ideales para financiar proyectos renovables, dado el perfil limpio de nuestro país. Es muy sencillo con el grado de inversión estructurar préstamos del BID (e.g., USD 600 millones a 20 años) para el gasoducto (diámetro 24-30 pulgadas) y subestaciones con tecnología HVDC (±800 kV) para exportaciones. Emitir bonos verdes como desde Exor he realizado al menos 5 operaciones en los últimos 6 años y más aun con calificación Baa2, respaldados por flujos de caja de Itaipú (USD 400 millones/año), para financiar 600 MW de capacidad solar (inversión ~USD 1/Wp) y eólica. Certificar proyectos bajo Green Bond Principles, proyectando reducciones de CO2 equivalentes a 1.2 Mt/año. Implementar sistemas de almacenamiento en baterías (Li-ion, 100 MWh) para estabilizar la red, con costos de USD 300/kWh.

No será difícil gestionar el apalancamiento (deuda/PIB <40%) y realizar estudios de impacto ambiental (ISO 14001) para el gasoducto, minimizando afectaciones en el Chaco y la optimización de ingresos de exportación de los contratos de Itaipú y Yacyretá con lo que se podría si nos ponemos serios de verdad como nación y crear un fondo soberano energético con ingresos de exportación, modelado con simulaciones Monte Carlo (10,000 iteraciones) para garantizar liquidez ante fluctuaciones de precios. Este fondo puede respaldar garantías de APP y subsidiar tarifas, manteniendo un índice de asequibilidad (<8% del ingreso familiar). Usar modelos de optimización (e.g., GAMS) para negociar contratos de exportación que maximicen ingresos sin saturar la capacidad de interconexión (2,500 MW). Aquí el gran debate será nuestra capacidad de coordinar con Brasil y Argentina para alinear protocolos técnicos (e.g., frecuencia 50 Hz) y evitar restricciones en los nodos de interconexión más la Integración del gasoducto con capacidad de 10-15 MMm³/día, estabilizará la red durante sequías, alimentando plantas de ciclo combinado con eficiencia térmica del 60%. También apoyará la electromovilidad y la producción de hidrógeno verde, financiando el gasoducto mediante APP y préstamos multilaterales, con estaciones de compresión cada 100 km y sistemas de control basados en PLC (Programmable Logic Controllers). Integrar plantas de cogeneración (COP >0.8) para industrias y estaciones de carga eléctrica (potencia >100 kW). Usar simulaciones CFD (Computational Fluid Dynamics) para optimizar el diseño del gasoducto y minimizar pérdidas así garantizar que el gasoducto no desplace inversiones renovables, manteniendo emisiones <0.5 MtCO2/año. Financiar la apertura energética paraguaya requiere APP para infraestructura crítica, PPA e incentivos fiscales para generación renovable y a gas, préstamos multilaterales y bonos verdes para proyectos sostenibles, y un fondo soberano para optimizar ingresos de exportación. El gasoducto, con especificaciones técnicas robustas, estabilizará la red y apoyará la transición energética. Con un marco regulatorio basado en estándares internacionales (IEC, ISO) y modelado financiero avanzado (VAN, TIR, Monte Carlo), Paraguay será inmensamente prospero a partir de nuestra energía.

Financiamiento de la matriz energética en Paraguay con participación del sector privado

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