Paraguay está negociando la llegada de centros de datos y cargas de inteligencia artificial de una escala que hace pocos años habría parecido improbable. La pregunta habitual es cuánto excedente hidroeléctrico existe para venderles. Esa es una pregunta incompleta. La pregunta estratégica es qué nueva capacidad energética debe dejar instalada quien quiera utilizar, a gran escala y durante décadas, el recurso que hizo posible su llegada.
Un macrocentro de datos puede movilizar miles de millones de dólares, pero su empleo permanente y su encadenamiento local son reducidos frente a la potencia que exige. Por eso la energía no puede tratarse únicamente como un insumo barato para atraer inversión. Debe formar parte de la contrapartida.
La regla que Paraguay debería considerar es clara: toda nueva carga electrointensiva de gran escala debe incorporar a su estructura financiera una parte sustancial de la capacidad firme adicional que necesita, asumir los refuerzos de red atribuibles a su conexión y entregar prestaciones de estabilidad auditables. Cuando exista capacidad no utilizada por el proyecto, una porción contratada debe quedar disponible para ANDE mediante una fórmula regulada.
Energía anual no es potencia disponible
Paraguay conserva una posición energética excepcional, pero no un excedente infinito. El consumo eléctrico creció 12,5% durante 2025. El 26 de enero de 2026 el Sistema Interconectado Nacional alcanzó un máximo histórico de 5.752 MW. Las proyecciones institucionales sitúan la utilización plena de la disponibilidad hidroeléctrica durante los primeros años de la próxima década, con diferencias según se mida energía anual, potencia firme, hidrología o capacidad de transmisión.
Al mismo tiempo, ANDE ha comunicado manifestaciones de interés de futuros consumidores electrointensivos por aproximadamente 6.300 MW. No son contratos, ni solicitudes aprobadas, ni cargas que vayan a entrar simultáneamente. Pero la cifra revela que el interés potencial ya es comparable con toda la demanda máxima actual del país.
Comparación de potencia, no de simultaneidad. Los 6.300 MW son interés potencial; los 145 MW de ATOME corresponden a un proyecto futuro. Ninguna de estas cifras debe sumarse mecánicamente a la demanda actual.
El recurso existe una vez. No puede venderse como excedente exportable, reservarse para nuevos proyectos industriales, prometerse a centros de datos y mantenerse a la vez como margen de seguridad para el crecimiento doméstico.
ATOME: un precedente útil, no un culpable
El proyecto de fertilizantes verdes de ATOME en Villeta permite observar el problema sin abstracciones. La empresa informa que ha asegurado a largo plazo 145 MW de suministro hidroeléctrico de base para una planta prevista para 2028. Esa potencia equivale aproximadamente al 2,5% del récord nacional actual. Por sí sola no colapsa el sistema y sería incorrecto presentarla como responsable de una crisis inexistente.
Además, ATOME no es equivalente a un centro de datos. Convierte electricidad en fertilizante, incorpora una cadena industrial y puede reducir importaciones regionales. El caso es relevante por otra razón: demuestra que un bloque de potencia comprometido durante años deja de estar disponible para otros usos durante el mismo horizonte contractual.
La cuestión aparece al acumular compromisos. A los 145 MW de Villeta se suma una segunda fase de 300 MW todavía en etapa de preacuerdo, otros proyectos industriales y propuestas de centros de datos que individualmente pueden multiplicar varias veces aquella carga. La seguridad del sistema no se pierde por un contrato aislado; se erosiona cuando cada negociación se evalúa como si fuera la única.
El coste de escribir la regla después
El caso dejó de ser únicamente energético el 17 de septiembre de 2026. ATOME notificó a Paraguay un aviso de controversia e intención de someter una reclamación a arbitraje internacional después de que el Poder Ejecutivo derogara el régimen Energía-a-X que respaldaba la certeza de plazo y precio del suministro. El aviso todavía no inicia formalmente un arbitraje: abre un periodo de consultas de tres meses bajo el tratado bilateral de inversión con el Reino Unido.
Conviene separar las cifras. Los 145 MW corresponden al suministro previsto para Villeta. Los USD 665 millones corresponden al valor anunciado del proyecto, no a una cantidad de energía. El eventual importe de una reclamación dependerá de lo que finalmente se demande y se pruebe.
El conflicto muestra las dos obligaciones que el Estado no debe confundir. Tiene el deber de evitar que una tarifa rígida y de largo plazo deteriore la sostenibilidad de ANDE o traslade el riesgo al usuario general. Pero también debe preservar la seguridad jurídica de quien estructuró financiación sobre actos estatales expresos. Crear condiciones especiales por decreto y retirarlas después de la decisión de inversión puede convertir una mala planificación energética en una contingencia arbitral.
La solución no es prometer más rápido ni revocar más tarde. Es establecer antes de cada contrato una regla general, publicada, técnicamente calculada y aplicable a todos: capacidad incremental, tarifa revisable por fórmula, hitos de inversión, garantías, causales de ajuste y reparto explícito de riesgos.
Por eso Paraguay necesita un registro consolidado de potencia medida, contratada, reservada, solicitada y probable, con fechas de entrada y factores de simultaneidad. Sin esa visión, una cartera de proyectos aparentemente manejable puede convertirse en una obligación física que la generación, la transmisión o ambas no puedan atender sin deteriorar el servicio a hogares, hospitales, riego e industria nacional.
Extrapolar el precedente a un megacentro de datos
El paralelismo con un futuro megacentro de procesamiento es directo, aunque la actividad económica sea distinta. Un campus de 500 MW equivaldría a 3,4 veces la potencia de Villeta y a cerca del 8,7% del récord nacional actual. Uno de 1.000 MW representaría 6,9 veces Villeta y aproximadamente el 17,4% del mismo pico.
Porcentajes calculados sobre el récord de demanda de 5.752 MW. Los escenarios de 500 y 1.000 MW ilustran escala; no describen un proyecto contratado.
Estas relaciones no prueban que Paraguay carezca de capacidad para alojarlos. Prueban que un compromiso de ese tamaño no puede tratarse como una venta comercial aislada. Si el Estado garantiza precio, firmeza y fecha de suministro sin haber asegurado capacidad incremental, el sistema y la población absorben el riesgo operativo. Si después revierte esas garantías cuando el inversor ya estructuró financiación, el Estado y los contribuyentes absorben el riesgo jurídico.
Este punto es especialmente importante dentro de una política gubernamental orientada a atraer inversión tecnológica. El riesgo no nace necesariamente de un proyecto excepcional, sino del éxito acumulado de la propia promoción. La matriz actual puede integrar determinadas cargas individuales, pero no puede garantizar por sí sola, de forma simultánea y firme, una cartera de varios gigavatios sin nueva generación, transmisión y servicios de estabilidad. Cada memorando puede parecer asumible por separado y, sin embargo, el conjunto exceder la capacidad física que todos presuponen disponible.
Por eso los anuncios, reservas y solicitudes deben administrarse como una única cartera energética nacional. La autorización no puede depender solo del atractivo de la inversión; debe quedar subordinada a cupos de capacidad agregada, hitos de ampliación y fechas de conexión técnicamente verificadas.
El marco correcto debe evitar ambos extremos: ninguna reserva definitiva antes del estudio integral del sistema; ningún cierre financiero sin generación y transmisión respaldatorias; y ninguna conexión total antes de que los activos comprometidos hayan entrado efectivamente en servicio.
Una carga que también plantea estabilidad
Las grandes instalaciones computacionales no siempre se comportan eléctricamente como una fábrica convencional. NERC documentó en 2025 transiciones inferiores a un segundo en un bloque de 50 MW dentro de un centro de entrenamiento de IA de 200 MW. También registró reducciones agregadas próximas a 1.500 MW asociadas a grandes cargas sensibles a tensión, con efectos sobre frecuencia y voltaje.
Esto no significa que un campus de un gigavatio se conecte y desconecte íntegramente de golpe. Significa que dentro de él pueden existir bloques capaces de variar con suficiente velocidad como para exigir modelado, telemetría, límites de rampa, coordinación de protecciones y reservas.
La exigencia correcta, por tanto, no es ordenar una tecnología concreta. Es especificar prestaciones: potencia firme dedicada, respuesta de frecuencia, regulación de tensión y reactiva, comportamiento ante perturbaciones, calidad de energía, redundancia N-1, observabilidad en tiempo real y, cuando el estudio de red lo determine, inercia síncrona u otra respuesta técnicamente equivalente.
SMR: energía firme, baja en carbono e inercia para el pool
Dentro de una cartera tecnológica abierta, un reactor modular pequeño —SMR, por sus siglas en inglés— puede ser una opción para grandes consumos continuos. No debe imponerse como solución única ni contratarse antes de completar los estudios de seguridad nuclear, localización, agua, red, combustible, residuos, salvaguardias y licenciamiento. Pero un SMR que entregue electricidad mediante una turbina y un generador síncrono puede aportar simultáneamente potencia firme, energía baja en carbono, regulación de tensión e inercia física.
La energía que el proyecto no consuma puede integrarse en el pool de generación de ANDE y beneficiar al conjunto de usuarios, en lugar de quedar encerrada detrás del medidor de un centro de datos. Podrá calificarse comercialmente como energía «verde» solo si la futura taxonomía paraguaya reconoce la generación nuclear dentro de esa categoría; mientras tanto, la descripción técnicamente precisa es energía baja en carbono.
El mecanismo decisivo es tarifario. La tarifa de compra de ANDE para el excedente SMR debe quedar limitada por la referencia binacional —Itaipú o Yacyretá— definida en el contrato. Si el coste completo del SMR resulta superior, la diferencia corresponde al promotor y a la economía de su proyecto, no al usuario regulado. Tampoco deberían existir cláusulas de compra obligatoria, garantía soberana o reconocimiento automático de sobrecostes que permitan trasladar a la tarifa final los riesgos de construcción, financiación, combustible, residuos o desmantelamiento.
Capital privado
El proyecto asume construcción, financiación, combustible, seguridad, residuos y desmantelamiento.
Tarifa límite
ANDE compra el excedente a una fórmula máxima pactada, sin reconocer sobrecostes del promotor.
Pool nacional
La energía firme baja en carbono y sus prestaciones verificadas se integran en el sistema.
Consumidor protegido
No existe traslado automático del coste del SMR a la tarifa final; el efecto buscado es neutro o reductor.
La competitividad no procede del nombre de la tecnología, sino de asignar bien el riesgo y limitar contractualmente el precio pagado por ANDE.
Con esa asignación, la entrada del SMR no eleva automáticamente la tarifa de venta de ANDE: incorpora energía firme al precio tope acordado y añade estabilidad física al sistema. El resultado puede ser neutro o favorable para el costo medio del pool y ayudar a sostener precios muy competitivos para hogares, servicios e industria. No es una garantía inherente a la tecnología; debe demostrarse mediante el modelo financiero, el estudio de red y una prueba tarifaria independiente antes de firmar.
Traer la energía puesta
En el modelo convencional, el proyecto consume capacidad existente y el sistema invierte después para reconstruir el margen perdido. En el modelo propuesto, una parte relevante de esa expansión forma parte del capex de quien provoca la nueva demanda.
Nueva demanda
El proyecto declara carga, rampas y fecha real de entrada.
Capacidad incremental
Financia o contrata generación firme y refuerzos atribuibles.
Estabilidad verificable
Cumple frecuencia, tensión, reactiva, ride-through y límites de rampa.
Valor para el sistema
ANDE recibe el excedente al costo binacional acordado.
La población conserva el margen necesario para hogares, industria, riego, salud y crecimiento futuro.
Facilitación pública a cambio de energía e infraestructura
Esta obligación no exige que el Estado sea hostil a la inversión. Al contrario: Paraguay puede ofrecer una ventanilla única, plazos breves y vinculantes para permisos, coordinación de estudios de conexión, estabilidad fiscal y regulatoria, acceso ordenado a suelo e infraestructura y acompañamiento institucional al cierre financiero.
La reciprocidad debe quedar escrita en el mismo contrato. A cambio de esas facilidades, el proyecto de consumo masivo asume como obligación contractual la capacidad energética incremental que hace posible su operación: mediante autogeneración o generación dedicada contratada, incorporada por etapas y respaldada con garantías ejecutables. Cada bloque de carga se habilita cuando entra en servicio el bloque correspondiente de generación y los refuerzos de transmisión.
La contrapartida tampoco termina en la generación. Debe comprender la infraestructura necesaria para integrarla y convertirla en capacidad útil para el país: líneas, posiciones de subestación, transformación, compensación reactiva, almacenamiento o respaldo, protecciones, telemetría y redundancias. El contrato debe separar las obras atribuibles al proyecto —a su cargo— de las ampliaciones de beneficio general que puedan cofinanciarse, y definir propiedad, mantenimiento, derechos de uso por ANDE y destino de los activos al finalizar la concesión o el suministro.
No se trata de imponer una tecnología ni de exigir aislamiento total de la red. Se trata de impedir que el incentivo público consista, de hecho, en entregar capacidad firme existente y trasladar al resto del país el coste de reponerla. La facilidad gubernamental acelera el proyecto; la contrapartida energética protege al sistema.
La generación dedicada no tiene por qué aislar al proyecto. Una interconexión correctamente diseñada puede beneficiar a ambas partes. El contrato debe definir qué capacidad puede solicitar ANDE, durante cuánto tiempo, con qué preaviso, con qué disponibilidad y cómo se remuneran por separado energía, potencia y servicios auxiliares.
La condición económica propuesta debe ser explícita: la energía excedente comprometida se vende a ANDE al costo de producción vigente y verificable de Itaipú o Yacyretá, según la referencia definida en el contrato. No a precio internacional ni con una prima de escasez. Esta entrega es parte de la contrapartida por las facilidades públicas, no una segunda línea de negocio energético del gran consumidor.
Para que la cláusula sea ejecutable, debe distinguir el excedente realmente disponible de un despacho extraordinario. Si ANDE solicita una producción adicional que obliga a consumir combustible o incurre en un costo marginal superior, esa diferencia debe regirse por una fórmula preestablecida. La energía excedente mantiene la referencia binacional; potencia y servicios auxiliares solo se remuneran separadamente cuando el Estado exige prestaciones adicionales a la obligación básica asumida por el proyecto.
El efecto económico buscado es más amplio que proteger la red. El gran consumidor financia capacidad e infraestructura nuevas y ANDE incorpora el excedente a una referencia de generación baja. Eso amplía la oferta competitiva disponible para industrias, fábricas y servicios, contiene el costo medio de abastecimiento y evita que la ventaja energética paraguaya quede capturada por unos pocos proyectos de enclave.
La tarifa final seguirá incluyendo transmisión, distribución, pérdidas e inversiones del sistema, por lo que no será idéntica al costo de generación binacional. Pero una base de suministro ampliada a ese costo ayuda a mantener precios energéticos bajos y previsibles para inversión productiva diversificada, que genera cadenas de proveedores, empleo y capacidad industrial permanente.
La regla debe existir antes del contrato
La Ley 7599/2025 abrió espacio para generación, autogeneración y comercialización privada de determinadas fuentes renovables no hidráulicas. Es un avance, pero no sustituye una política integral de conexión de grandes cargas. La norma debe abarcar tecnología, transmisión, garantías financieras, información operativa y responsabilidad por incumplimiento.
Siete condiciones mínimas
- Capacidad incremental: generación firme o contratos dedicados que no descansen íntegramente en el margen existente.
- Estudio independiente: impacto en generación, transmisión, tensión, frecuencia, armónicos, agua y contingencias.
- Conexión por etapas: la potencia autorizada crece solo cuando entran en servicio los activos que la respaldan.
- Garantías ejecutables: avales, hitos y penalidades que eviten que la expansión prometida quede en una declaración.
- Telemetría y control: observabilidad en tiempo real y protocolos de reducción coordinada de carga.
- Valor sistémico: capacidad, excedente o servicios auxiliares disponibles para ANDE bajo contrato previo.
- Transparencia agregada: publicación periódica de potencia medida, comprometida, reservada y probable sin revelar secretos comerciales.
Proteger primero la capacidad de desarrollo del país
Los centros de datos pueden aportar inversión, infraestructura digital, demanda especializada y capacidad tecnológica. Las industrias electrointensivas pueden crear productos, exportaciones y cadenas locales. Ninguna de esas oportunidades justifica comprometer dos veces la misma potencia ni trasladar al consumidor general el costo y el riesgo de reconstruir el margen utilizado por un proyecto privado.
La prioridad no consiste en cerrar la puerta. Consiste en cambiar la condición de entrada. Paraguay puede recibir grandes consumidores sin convertir su ventaja hidroeléctrica en una restricción para su propia población.
La pregunta correcta no es cuánto capital anuncia una instalación ni cuánta energía puede comprar hoy. Es qué capacidad nueva, qué estabilidad verificable y qué margen adicional deja instalado después de utilizar el recurso que permitió su llegada.
Eso es traer la energía puesta.
Fuentes y criterio de lectura
- ANDE: consumo eléctrico nacional 2025.
- ANDE: demanda máxima de enero de 2026.
- NERC: Characteristics and Risks of Emerging Large Loads.
- ATOME: proyecto Villeta de 145 MW.
- Aviso de controversia e intención de arbitraje de ATOME.
- ARRN: presión sobre la matriz y diversificación energética.
- Manifestaciones de interés electrointensivo comunicadas por ANDE.
- Ley 7599/2025 sobre generación renovable no hidráulica.
- Agencia Internacional de la Energía: Energy and AI.
- OIEA: generación nuclear, energía baja en carbono e inercia de red.
Las cifras distinguen demanda medida, suministro comprometido y manifestaciones de interés. El aviso de ATOME todavía no constituye el inicio formal del arbitraje. La regla contractual propuesta y sus conclusiones son del autor. La consideración de la energía nuclear como «verde» dependerá de la taxonomía que adopte Paraguay; técnicamente se describe aquí como baja en carbono.