La multinacional británica Atome Energy PLC presentó una propuesta tarifaria escalonada a la Administración Nacional de Electricidad para viabilizar su complejo de hidrógeno verde y fertilizantes de 665 millones de dólares en Villeta, mientras la entidad estatal ratificó que no congelará precios a largo plazo ante el agotamiento de los excedentes hidroeléctricos proyectado para el bienio 2030-2031. El planteamiento corporativo contempla el pago de 35 dólares por megavatio hora durante los primeros cinco años de operación y 37 dólares para el siguiente quinquenio, absorbiendo tarifas superiores a 70 dólares en horarios de punta, en combinación con el desarrollo de un parque solar fotovoltaico cautivo de 300 megavatios pico.

La arquitectura productiva del proyecto en Villeta fue diseñada para absorber 145 megavatios de potencia firme para la síntesis de amoníaco verde y la elaboración de 260.000 toneladas anuales de nitrato de calcio y amonio destinadas a la descarbonización agrícola, con contratos de colocación comprometidos para el gigante noruego Yara. Sin embargo, la intermitencia inherente a la generación fotovoltaica limita su capacidad para sustituir energía de base, obligando al complejo a depender de la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional. Para mitigar la presión sobre la red pública, la filial Atome Power estructuró junto a la banca multilateral de desarrollo los estudios técnicos de la central solar de 300 megavatios pico, supeditando el desembolso final de un paquete de deuda de 420 millones de dólares a la suscripción definitiva del contrato de compraventa de energía con la empresa estatal paraguaya.

La disputa tarifaria se produce en un momento de inflexión para el modelo energético de Paraguay, cuya demanda eléctrica interna registra tasas de crecimiento de dos dígitos impulsada por parques industriales, centros de datos y procesos electrointensivos. A diferencia de Brasil y Argentina, donde las industrias químicas operan bajo esquemas de mercado mayorista desregulado con valores que oscilan entre 55 y 85 dólares por megavatio hora, el marco paraguayo enfrenta la transición desde un régimen de abundancia hidroeléctrica hacia la necesidad de remunerar nuevas fuentes renovables no convencionales bajo la Ley 7599 de 2025. Al mismo tiempo, el sector criptoindustrial local aporta a la empresa estatal más de 350 millones de dólares anuales aceptando esquemas de desconexión total en horas pico, estableciendo un parámetro de rentabilidad fiscal que dificulta la concesión de tarifas subsidiadas a largo plazo para proyectos de exportación primaria de fertilizantes.

Las autoridades del sector eléctrico fundamentaron la necesidad de preservar el equilibrio patrimonial del Estado ante la futura incorporación de fuentes de mayor costo operativo. "No cierran los números. No podemos mantener una tarifa por 15 años, una tarifa que hoy día ya es muy barata. Van a ir entrando generaciones que van a ser categóricamente más caras en la matriz energética, a medida que se agote el excedente hidroeléctrico", afirmó Miguel Báez Reyes, presidente de la Administración Nacional de Electricidad. Desde la conducción corporativa sostuvieron que nunca solicitaron congelar precios por quince ejercicios consecutivos y ratificaron su predisposición para estructurar esquemas mixtos. "Se mantiene un diálogo constructivo con el objetivo de garantizar la sostenibilidad integral de la iniciativa y alcanzar una solución equilibrada para todas las partes", señalaron directivos de la firma británica mediante un comunicado oficial.

El desenlace de esta negociación definirá el estándar de seguridad jurídica para los proyectos de transición energética en el Cono Sur y acelerará el debate legislativo en el Congreso Nacional para la creación del Ministerio de Minas y Energía junto a un Ente Regulador independiente. Mientras la empresa estatal avanza en paralelo con la licitación internacional del parque solar fotovoltaico de 140 megavatios en Loma Plata bajo el Decreto 6034 de 2026, la resolución del contrato de Villeta antes del cierre del último trimestre de 2026 marcará el precedente sobre si Paraguay transformará su hidroelectricidad residual en complejos industriales de alto valor agregado o si priorizará la venta de excedentes a los precios marginales de la red regional.