Paraguay empieza a mostrar una oportunidad de negocio renovable mucho mayor que la primera licitación solar de 140 MW anunciada por ANDE.
El dato que mira el mercado es otro: hoy existen alrededor de 1000 MW de consumo asociado a criptominería vinculados a la Administración Nacional de Electricidad. Y esos contratos, según explicaron especialistas paraguayos durante el streaming “Se tenía que decir y se dijo”, entran en una nueva etapa desde el 1 de enero de 2027.
Ese vencimiento puede abrir una ventana inédita para proyectos fotovoltaicos, esquemas con baterías y contratos bilaterales de energía.
“Tenés 1000 MW de las criptomineras que están con ANDE hoy. Están dentro de lo que es ANDE. Pero podrían salirse a contratos bilaterales. Eso es lo que podría pasar en el año que viene. A partir de la nueva reglamentación”, se planteó durante el programa.
Eduardo Viedma, presidente de la Asociación Paraguaya de Energías Renovables (APER), confirmó el escenario: “Ellos podrían ser consumidores y productores de energía. De hecho, la mayoría de ellos ya presentaron planes a la ANDE para ese tipo de generación. En general es fotovoltaico. Todo fotovoltaico y sistema BESS, probablemente con batería”.
REVIVA EL STREAMING: https://www.youtube.com/watch?v=5EDHfIqFwmo&t=10s
La frase define el nuevo momento paraguayo. El país que durante décadas fue leído como un mercado hidroeléctrico, con abundancia de energía limpia proveniente de Itaipú y Yacyretá, comienza a perfilarse como un destino atractivo para desarrolladores solares, proveedores de baterías, EPCistas internacionales, fabricantes de tecnología e inversores capaces de estructurar proyectos para grandes consumidores.
El punto no es menor. Si esos 1000 MW de demanda cripto necesitan extender contratos con nuevas condiciones, la discusión deja de ser una licitación aislada y pasa a convertirse en una posible nueva etapa del mercado eléctrico paraguayo.
Según Viedma, lo que se busca es que esos consumos intensivos no abandonen el país, pero que al mismo tiempo inviertan en nueva generación renovable para aliviar el uso de la hidroelectricidad.
“Lo que están tratando de hacer es que este contrato de ANDE, que va a caer indiferentemente el 1 de enero de 2027, se extienda por un periodo más con un plan de inversión en generación para disminuir el consumo de la hidro. Básicamente es la idea final”, explicó.
Solar para liberar hidro en las puntas de carga
La lógica detrás de esta oportunidad es técnica y comercial a la vez.
Paraguay tiene una matriz eléctrica prácticamente limpia, pero concentrada en hidroelectricidad. El ingreso de nueva solar no apunta necesariamente a reemplazar esa base, sino a complementarla en los momentos donde el sistema necesita aliviar presión.
Viedma lo explicó con una frase que sintetiza la estrategia: “Lo que quieren es sacarle en punta de carga que al mediodía en Paraguay hay dos puntas de carga: al mediodía y a la noche. Entonces quieren sacarle en punta de carga a ellos y que la generación solar entre a suplantar el consumo de la hidro”.
El razonamiento es claro. Si los grandes consumidores —como las criptomineras— incorporan generación fotovoltaica durante las horas solares, pueden reducir la presión sobre la hidroelectricidad en horarios de mayor exigencia. Eso permitiría reservar agua, mejorar el uso del recurso hidroeléctrico y atender nuevos consumos sin depender exclusivamente de Itaipú, Yacyretá y Acaray.
Para un inversor extranjero, esa lectura es clave. La oportunidad no se limita a vender energía barata. Se trata de participar en la transición de un sistema que busca mantener su ventaja renovable, pero necesita diversificar tecnologías, sumar capacidad cerca de los puntos de consumo y desarrollar mecanismos privados de contratación.
La criptominería aparece como primer gran bloque de demanda. Pero detrás de ella podrían venir data centers, inteligencia artificial, grandes usuarios industriales, cadenas agroindustriales, proyectos inmobiliarios, electromovilidad y nuevos polos productivos en zonas donde la red ya muestra límites.
REVIVA EL STREAMING: https://www.youtube.com/watch?v=5EDHfIqFwmo&t=10s
Una demanda eléctrica que crece a velocidad récord
La oportunidad solar paraguaya se entiende mejor mirando los datos de demanda.
En 2025, el consumo de energía eléctrica en Paraguay alcanzó 29.419 GWh, con un crecimiento del 12,5% frente a 2024. Fue el segundo mayor aumento de la última década.
La curva de los últimos años muestra una aceleración notable: el país pasó de 18.583 GWh en 2021 a 19.635 GWh en 2022, luego a 22.079 GWh en 2023, después a 26.154 GWh en 2024 y finalmente a 29.419 GWh en 2025.
En apenas cinco años, la demanda creció 10.836 GWh, lo que representa un salto acumulado del 58,3%.
Durante el streaming, Viedma explicó que el crecimiento natural del consumo paraguayo venía en torno al 6% o 7% anual, impulsado por industrias convencionales, comercios, residencias y actividad económica tradicional. Pero la entrada de nuevos consumos intensivos, especialmente criptominería, cambió la escala.
“Principalmente con cripto”, respondió al ser consultado por el salto de demanda. Y aclaró que todavía no se trata de inteligencia artificial ni Big Data en gran escala, aunque la infraestructura instalada podría migrar hacia esos usos en el futuro: “Esa tecnología es de procesamiento en realidad. Puede procesar cualquier cosa”.
La criptominería tiene una característica que la vuelve especialmente relevante para el sistema eléctrico: consume de forma casi continua durante las 24 horas. Además, requiere refrigeración intensiva por el calor que generan los equipos. Por eso busca países con energía competitiva, disponibilidad de potencia y estabilidad de suministro.
Paraguay fue atractivo por sus tarifas y por su matriz hidroeléctrica. Según se explicó en el programa, las criptomineras pagan alrededor de 69 USD/MWh, una tarifa más alta que la de otros consumidores locales, pero todavía competitiva frente a mercados donde ese costo puede duplicarse.
Para ANDE, ese consumo representa ingresos relevantes. Para el sistema, en cambio, también representa presión. Y para los inversores renovables, abre una oportunidad: si esos consumidores necesitan asegurar continuidad desde 2027, podrían convertirse en compradores, socios o incluso impulsores directos de proyectos solares con almacenamiento.
REVIVA EL STREAMING: https://www.youtube.com/watch?v=5EDHfIqFwmo&t=10s
Una matriz limpia, pero demasiado concentrada
La paradoja paraguaya es que el país no parte de una matriz fósil. Todo lo contrario: su electricidad es casi totalmente hidroeléctrica.
En 2025, el abastecimiento de los 29.419 GWh de consumo provino principalmente de tres centrales: Itaipú Binacional, con 25.768 GWh, equivalente al 87,6%; Yacyretá, con 3.081 GWh, equivalente al 10,5%; y Acaray, con 570 GWh, equivalente al 1,9%.
En otras palabras, el 99,9% del abastecimiento eléctrico paraguayo provino de hidroelectricidad.
Esa matriz le da a Paraguay una ventaja internacional evidente: energía limpia, renovable y de bajo costo relativo. Pero también implica una dependencia extrema de una sola tecnología y de grandes activos ubicados lejos de algunos puntos de consumo emergente.
Durante años, esa abundancia hidroeléctrica generó la percepción de que Paraguay no necesitaba desarrollar solar o eólica. Sin embargo, el crecimiento de la demanda cambió la ecuación.
Viedma fue crítico al respecto: “Nos quedamos dormidos en 50 años de exceso de electricidad hidroeléctrica”.
El diagnóstico es que Paraguay tuvo una ventaja enorme, pero demoró demasiado en crear un mercado renovable complementario. Hoy, cuando la demanda se acelera, el país todavía no cuenta con experiencia utility scale solar, no tiene una cadena EPCista desarrollada y mantiene pendientes regulatorios para generación distribuida, contratos privados y venta de excedentes.
REVIVA EL STREAMING: https://www.youtube.com/watch?v=5EDHfIqFwmo&t=10s
Loma Plata: primera licitación solar utility scale y caso testigo
En ese contexto, la licitación de 140 MW solares en Loma Plata se convierte en el primer paso formal de una nueva etapa.
La ANDE ya remitió a la Dirección Nacional de Contrataciones Públicas el documento de bases y condiciones para contratar la planta, ubicada en el departamento de Boquerón, en el Chaco Central.
El proyecto estará a unos 450 kilómetros de Asunción, ocupará aproximadamente 200 hectáreas y tendrá a ANDE como comprador exclusivo de toda la energía. El contrato previsto es a 30 años, dividido en 1,5 años de construcción, 27 años de operación y mantenimiento y 6 meses de desmantelamiento. La disponibilidad mínima exigida se ubica entre 93% y 95%.
La hoja de ruta presentada prevé el envío del pliego a la DNCP, una consulta pública el 1 de junio, el llamado oficial y adjudicación, construcción y montaje entre 2027 y 2028, y operación comercial en 2029.
El esquema económico será por menor precio ofertado en USD/MWh, con un precio máximo de referencia elaborado con asistencia técnica del BID. Los pagos estarían respaldados por un fideicomiso entre el Ministerio de Economía y Finanzas y la Agencia Financiera de Desarrollo.
Pero Loma Plata no es solo una planta solar. Es una solución para un problema de red y de desarrollo regional.
Juan Carlos Fariña, consultor energético y vocal de APER, explicó durante el streaming que el proyecto nace por la distancia entre los grandes centros de generación y los nuevos puntos de consumo del Chaco.
“Todo nace a partir de un problema que están teniendo ahí: la distancia”, señaló.
Según explicó, desde los puntos de generación hidroeléctrica hasta Loma Plata puede haber entre 700 y 800 kilómetros. La zona ya presenta demandas relevantes de energía y limitaciones de infraestructura. Fariña mencionó pedidos de 40 MW, 50 MW e incluso consultas por 200 MW vinculadas a actividades productivas y nuevos desarrollos.
El proyecto también requerirá infraestructura adicional. El adjudicatario deberá construir una línea de 220 kV, ampliar la subestación de Loma Plata y realizar adecuaciones para conectar la planta al sistema.
Esto implica que el proyecto no será simplemente una instalación fotovoltaica, sino un paquete de generación, transmisión, operación y permanencia de largo plazo.
REVIVA EL STREAMING: https://www.youtube.com/watch?v=5EDHfIqFwmo&t=10s
Consulta pública: expectativas y dudas del mercado
La consulta pública del 1 de junio será un momento clave para medir el apetito inversor y aclarar puntos pendientes.
Fariña anticipó que será una instancia abierta donde los interesados podrán plantear preguntas sobre condiciones técnicas, económicas y contractuales.
“Ahí vamos a hacer muchas más consultas porque ya se lanzó semanas antes el pliego de bases y condiciones con muchas cosas bien claras. El alcance, cómo van a ser formados los consorcios, cómo se va a pagar. Hay cosas que ya están bien claras. Pero hay cuestiones que no están en el pliego”, explicó.
Entre los puntos que el mercado buscará precisar aparecen la estructura de garantías, los riesgos de conexión, la modalidad de pago, los plazos, la formación de consorcios, el precio máximo, la bancabilidad del contrato y el verdadero alcance de las obras de transmisión.
Viedma advirtió que para atraer capital privado no alcanza con abrir la convocatoria. Hace falta claridad regulatoria y económica.
“Mientras no se defina el precio, no se definan las condiciones en las cuales se va a realizar esta inversión, va a ser muy difícil que lleguen también las inversiones”, sostuvo.
El respaldo de pago mediante fideicomiso puede ser una señal positiva. Pero para inversores internacionales, especialmente aquellos que miran mercados emergentes, la seguridad contractual será determinante.
REVIVA EL STREAMING: https://www.youtube.com/watch?v=5EDHfIqFwmo&t=10s
Un mercado sin experiencia utility scale
Una de las alertas más repetidas durante el streaming fue la falta de experiencia local en proyectos solares de gran escala.
Las condiciones de participación de la licitación exigen un patrimonio neto mínimo de 10 millones de dólares, facturación anual de 25 millones de dólares, cartas de intención de financiamiento por al menos 60 millones de dólares, experiencia fotovoltaica acumulada de 140 MW en cinco años, al menos un proyecto de 50 MW o más, y experiencia en interconexión en alta tensión.
Fariña fue tajante: “Acá ninguna empresa paraguaya cumple con esa exigencia”.
Paraguay tiene instaladores y profesionales eléctricos, pero no una industria EPCista local preparada para ejecutar plantas solares utility scale conectadas a alta tensión.
“Instaladores tenemos, pero evidentemente hay que hacer cursos de capacitación en gran potencia, encima en continua. No tenemos experiencia de más de medio mega. Esa es la realidad”, agregó Fariña.
Esto abre una oportunidad directa para empresas internacionales. Desarrolladores con trayectoria, EPCistas regionales, fabricantes de módulos, proveedores de inversores, integradores de baterías, consultoras de ingeniería, firmas de conexión y operadores de activos pueden encontrar en Paraguay un mercado temprano, aún poco competitivo y con necesidad de know-how.
Sin embargo, esa misma falta de madurez también implica riesgos. Los inversores deberán entender el marco local, asociarse con actores paraguayos y acompañar el desarrollo de capacidades técnicas.
Huawei, la única presencia tecnológica más visible
Otro punto relevante de la conversación fue la presencia de fabricantes internacionales.
Según explicaron los especialistas, Paraguay todavía no cuenta con una presencia fuerte y permanente de grandes fabricantes solares. Marcas como Jinko, LONGi u otros grandes jugadores globales no tienen oficinas consolidadas en el país.
Huawei aparece como la excepción más visible.
Fariña explicó que “Huawei fue la primera en apostar un poco cuando el mercado estaba ahí en 2022 más o menos”. Según señaló, la compañía llegó a tener oficinas y equipo trabajando en el país, aunque el mercado todavía no alcanzó un volumen que justifique una presencia masiva de proveedores internacionales.
La razón es simple: cuando las empresas preguntan cuántos MW está cerrando Paraguay en solar, la respuesta todavía muestra un mercado incipiente.
“Cuando les digo los números, ven que todavía no hay un mercado desarrollado”, resumió Fariña.
La subasta de Loma Plata puede cambiar esa percepción. Si el proceso avanza, si se presentan consorcios internacionales y si se confirma una cartera futura de proyectos, Paraguay podría empezar a atraer fabricantes, distribuidores, integradores y empresas de servicios especializadas.
Generación distribuida: la regulación que todavía falta
Aunque la licitación de Loma Plata concentra la atención, Viedma insistió en que el verdadero desarrollo del mercado renovable paraguayo necesita resolver antes o en paralelo la generación distribuida.
La nueva ley permite distintos esquemas: venta a ANDE, venta entre privados, exportación, grandes consumidores y proyectos distribuidos. Pero varios de esos capítulos todavía no tienen reglamentación específica.
Viedma fue claro: “Para mí, acá la ley salió muy linda para proyectos ANDE. Exactamente para lo que ANDE tiene previsto ahora, que es esta licitación en la cual ellos tienen control del 100% del proceso y quieren que entre alguien a construir y vender energía a ANDE con un contrato de 30 años”.
Pero el problema aparece en el resto del mercado. “La ley prevé también la generación, la venta entre privados y también prevé todo por debajo de un megavatio, que son todos los proyectos distribuidos en todo Paraguay que se pueden dar a nivel de inyección a la red directa, como tienen en Argentina, Brasil o Uruguay, de casa, comercio e industria, que puedan generar en sus techos, consumir lo que quieran consumir y vender la diferencia”, explicó.
Ese segmento, según Viedma, todavía no existe de forma operativa en la reglamentación. No está definido cuánto se pagará por los excedentes, cuál será la contraprestación, cómo se inyectará a la red ni qué condiciones económicas tendrán pequeños usuarios comerciales, industriales o residenciales.
“Ese pequeño gato hoy no existe en la reglamentación. Por tanto, nosotros, a nuestros clientes que están súper interesados en invertir en generación en su casa, en su comercio, en su industria, no lo pueden hacer porque no se define aún cuál va a ser el pago, la contraprestación que va a dar la ANDE respecto de este tipo de inversiones, que pueden ser miles”, afirmó.
Para APER, esa es una deuda central. “Para nosotros es muy importante que se hubiese ya reglamentado bien la generación distribuida en baja potencia”, remarcó Viedma.
La importancia de ese segmento es estratégica. En la mayoría de los mercados latinoamericanos, la generación distribuida permitió crear industria local, formar instaladores, abrir financiamiento, generar proveedores y construir experiencia antes de escalar a grandes proyectos.
Paraguay, en cambio, podría iniciar por una licitación utility scale de 140 MW sin haber consolidado primero una base amplia de proyectos menores conectados a red.
El costo de haber llegado tarde
La demora regulatoria tiene un costo concreto.
Viedma recordó que Paraguay tuvo varios intentos legislativos para impulsar energías renovables. La primera iniciativa fue en 2017 y fue vetada. Luego hubo nuevas versiones en 2018, 2021, 2023, 2024 y 2025.
“La ley de energías renovables, esta es la cuarta ley que se aprueba en el Congreso. En 2017 es la primera, se veta en 2017. Si estábamos con esa ley ya, hoy estaríamos hablando ya por lo menos de 1000 - 1500 MW en solar. Hoy en Paraguay no tenemos ni medio mega”, advirtió.
La frase refleja la frustración del sector renovable paraguayo. El país tenía condiciones para empezar antes: energía limpia, estabilidad macro, demanda creciente, recurso solar y necesidad de diversificación. Pero el marco regulatorio llegó tarde y todavía necesita precisión.
Esa demora explica por qué hoy no hay suficiente experiencia local, por qué los fabricantes internacionales aún miran con cautela y por qué la primera licitación de gran escala genera tantas expectativas.
Storage: baterías para cripto, red y solar
La conversación también abordó el rol del almacenamiento.
Para Fariña, el debate sobre la intermitencia de las renovables muchas veces se presenta de forma incompleta. La solar es variable, pero hoy las baterías permiten entregar servicios mucho más amplios que el simple desplazamiento de energía.
“El almacenamiento de hoy no es solamente tengo energía para entregar. Va a poder regular potencia activa, reactiva, frecuencia. Puede inclusive no solo acompañar la onda, sino también generar su propia inercia”, explicó.
El consultor remarcó que las baterías pueden resolver problemas de red, aportar estabilidad y complementar a la hidroelectricidad. Además, destacó la caída de precios y la mejora tecnológica de los sistemas.
Para el segmento cripto, el modelo más probable sería solar con BESS. No necesariamente para desconectarse del sistema, sino para reducir consumo hidroeléctrico, gestionar puntas y sostener contratos más competitivos.
Esto refuerza el atractivo para proveedores de baterías, integradores híbridos y empresas con experiencia en sistemas de almacenamiento asociados a grandes usuarios.
¿Gas o renovables? La discusión que se abre
El streaming también dejó una discusión de fondo: si Paraguay debe apostar por gas natural como respaldo o profundizar su matriz renovable.
Fariña fue crítico de la idea de avanzar rápidamente con gas de Vaca Muerta. “Para mí no”, respondió al ser consultado. Según explicó, APER defiende mantener una matriz renovable y aprovechar primero los recursos disponibles.
“Siempre nos adaptamos a tener una matriz renovable y luchamos y peleamos para mantenernos en esas fuentes renovables que Paraguay tiene todavía”, sostuvo.
Viedma agregó que el proyecto de gasoducto parece más orientado al tránsito hacia Brasil que al consumo interno paraguayo. Además, recordó que Paraguay no tiene actualmente una cultura de consumo de gas natural en industria, transporte o generación.
Para los representantes de APER, la prioridad debería ser ordenar el mercado eléctrico, reglamentar generación distribuida, desarrollar solar, evaluar baterías, estudiar mejor el recurso eólico y aprovechar pequeñas hidroeléctricas antes de incorporar combustibles fósiles.
“Es momento de entrar”
La conclusión de los entrevistados fue clara para los inversores extranjeros.
Paraguay todavía no es un mercado maduro. No tiene experiencia solar utility scale consolidada, no cuenta con una red amplia de EPCistas especializados, carece de presencia fuerte de fabricantes globales y necesita cerrar puntos regulatorios clave.
Pero justamente por eso aparece la oportunidad.
Cuando se les preguntó si este era el momento para que un inversor, fabricante, desarrollador o EPCista mire Paraguay, Viedma respondió sin rodeos: “Yo creo que es el momento. Es el momento de entrar y contactarnos para poder trabajar juntos. Acá hay que desarrollar el mercado y tenemos que traer gente que tenga mucha más experiencia”.
La frase resume el momento paraguayo: mercado incipiente, demanda creciente, regulación en construcción y una primera licitación que puede ordenar el ingreso de actores internacionales.
Para el lector empresarial, la lectura es directa. La oportunidad no son solo los 140 MW de Loma Plata. El verdadero horizonte está en los 1.000 MW de criptominería que podrían requerir esquemas renovables desde 2027, en los grandes consumidores habilitados por la nueva normativa, en la necesidad de aliviar puntas de carga, en la generación distribuida pendiente de reglamentación y en los futuros proyectos que ANDE podría ir activando en su planificación.
Paraguay tiene energía limpia, demanda creciente y una ubicación estratégica para nuevas industrias intensivas en electricidad. Lo que necesita ahora es transformar ese potencial en reglas claras, precios definidos, infraestructura, contratos bancables y capacidades locales.
La primera señal ya está en marcha. Loma Plata será el caso testigo. Y el mensaje que dejó el streaming fue contundente: para quienes quieran posicionarse temprano en un mercado renovable emergente, Paraguay empieza a ser una plaza para mirar de cerca.