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ACTA DE CONSTITUCIÓN DEL PROYECTO

Planta Solar Fotovoltaica 100 MW con Almacenamiento en Baterías

Loma Plata, Departamento de Boquerón — Chaco Central, Paraguay

Otros enlaces de interés
Esquema_Desgloce_de_Trabajo_-_EDT
Matriz_de_Marco_Lógico
Matriz_de_Riesgos

Campo Información
Nombre del Proyecto Planta Solar Fotovoltaica Loma Plata 100 MW
Código del Proyecto XMGP24_3-G04
Patrocinador (Sponsor) Directorio / Inversores Privados — Proyecto de Generación Renovable
Director del Proyecto Ing. Luis Saldivar
Fecha de Inicio 06 de abril de 2026
Fecha Estimada de Cierre 05 de abril de 2028
Duración Total 24 meses (aproximadamente)
Presupuesto Total Autorizado USD 120,000,000
Versión del Documento 1.0
Fecha de Emisión 06 de abril de 2026
Estado del Proyecto Iniciado — Fase de Diseño y Planificación

1. RACIONALIDAD Y PROPÓSITO DEL PROYECTO

1.1 Contexto y Justificación

Paraguay presenta una matriz energética casi enteramente hídrica, lo que representa al mismo tiempo una fortaleza y una vulnerabilidad estructural: en años de sequía severa, la generación eléctrica cae dramáticamente, con repercusiones directas sobre el abastecimiento residencial e industrial.

El Chaco Central, y en particular la ciudad de Loma Plata, es una región de alta irradiación solar (superior a 5,5 kWh/m²/día en promedio anual), con una demanda eléctrica creciente impulsada por el agronegocio, la agroindustria y el crecimiento demográfico de las comunidades menonitas y circundantes.

La instalación de una Planta Solar Fotovoltaica de 100 MW de potencia instalada, complementada con un sistema de almacenamiento en baterías de litio (BESS), responde a tres imperativos estratégicos:

  1. Diversificar la matriz de generación nacional reduciendo la dependencia hídrica.
  2. Garantizar suministro confiable y de calidad a la región del Chaco Central.
  3. Posicionar al país como receptor de inversión en energías renovables, en línea con los compromisos climáticos asumidos en el marco del Acuerdo de París.

1.2 Alineación Estratégica

El proyecto se enmarca en los siguientes instrumentos de política pública y planificación sectorial:

  1. Plan Nacional de Desarrollo Paraguay 2050 — Pilar 3 Ambiente y energía.
  2. Plan Maestro de Transmisión de la ANDE — Expansión de la capacidad de evacuación en el Sistema Norte
  3. Ley N° 3.009/2006 de Producción y Transporte de Energía Eléctrica de Fuente Renovable
  4. Ley N° 7599/2025 que regula y fomenta la producción, comercialización e inversión en energía eléctrica a partir de fuentes renovables no convencionales no hidráulicas.
  5. Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDCs) de Paraguay — Meta de reducción de emisiones al 2030
  6. Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS 7: Energía Asequible y No Contaminante; ODS 13: Acción por el Clima)

1.3 Problema que Resuelve

La región del Chaco Central depende en gran medida de generación térmica local y de líneas de transmisión de largo alcance, ambas con alta vulnerabilidad operativa y costos elevados.

El proyecto elimina esta dependencia, incorpora resiliencia al sistema eléctrico regional y genera externalidades positivas:

  • Reducción de emisiones
  • Empleo local durante la construcción y operación
  • Desarrollo de capacidades técnicas locales

2. OBJETIVOS DEL PROYECTO

2.1 Objetivo General

Diseñar, construir, poner en marcha y operar una Planta Solar Fotovoltaica de 100 MW de potencia instalada con sistema de almacenamiento en baterías de litio (BESS), ubicada en Loma Plata, Chaco Central, Paraguay, en un plazo de 24 meses y dentro de un presupuesto de USD 120 millones, generando energía limpia y confiable para el sistema eléctrico nacional.

2.2 Objetivos Específicos (SMART)

  1. Completar el diseño técnico de detalle y la ingeniería básica de la planta en un plazo máximo de 5 meses desde el inicio del proyecto (antes del 06 de septiembre de 2026).
  2. Obtener la Licencia Ambiental y todos los permisos legales habilitantes antes del mes 6 del proyecto.
  3. Adjudicar el contrato EPC (llave en mano) mediante proceso licitatorio transparente antes del mes 7.
  4. Completar las obras civiles de movimiento de tierras, fundaciones y estructuras antes del mes 15 (julio de 2027).
  5. Finalizar la instalación de paneles, inversores, subestación y líneas de evacuación antes del mes 20 (diciembre de 2027).
  6. Lograr la Puesta en Marcha Comercial (COD) de la planta dentro de los 24 meses del proyecto, con una disponibilidad técnica mínima garantizada del 97%.
  7. Ejecutar el proyecto dentro del presupuesto autorizado de USD 120,000,000, con una contingencia máxima del 8%.
  8. Contratar y capacitar al equipo de Operación y Mantenimiento (O&M) compuesto por al menos 20 técnicos especializados antes de la COD.

2.3 Criterios de Éxito

Criterio Indicador Meta
Plazo Fecha de COD Antes del 06 de abril de 2028
Costo Presupuesto ejecutado ≤ USD 120,000,000
Calidad técnica Disponibilidad técnica anual ≥ 97%
Energía generada Producción anual P50 ≥ 180 GWh/año
Ambiental Licencia ambiental aprobada Sin observaciones pendientes
Social Empleo local en construcción ≥ 30% de la mano de obra no calificada

3. ESTRATEGIA DEL PROYECTO

3.1 Modelo de Intervención

El proyecto se ejecutará bajo el modelo EPC (Engineering, Procurement & Construction), también denominado «llave en mano».

Bajo este esquema, un único contratista principal (Contratista EPC) asume la responsabilidad integral del diseño de detalle, la adquisición de equipos y materiales, y la ejecución de todas las obras civiles y electromecánicas hasta la Puesta en Marcha Comercial.

Este modelo minimiza los riesgos de interfaz, fija el precio y el plazo de manera contractual, y transfiere la mayor parte del riesgo de ingeniería al contratista.

El Propietario (Patrocinador del Proyecto) ejercerá supervisión técnica y auditoría de calidad independiente a través de una empresa de Fiscalización e Interventoría externa (Ingeniero del Propietario), quien velará por el cumplimiento del contrato, la calidad de los entregables y la gestión de los hitos de pago.

3.2 Alcance del Proyecto

El proyecto comprende los siguientes paquetes de trabajo principales:

Fase I — Diseño e Ingeniería

  • Estudios de campo
  • Modelado energético (PVSyst)
  • Ingeniería básica y de detalle
  • Diseño de subestación y líneas de evacuación

Fase II — Gestión Ambiental y Social

  • Elaboración del EIA
  • Obtención de licencias
  • Planes de mitigación
  • Consulta pública
  • Programas comunitarios

Fase III — Adquisiciones y Contratos

  • Licitación EPC
  • Homologación de proveedores
  • Gestión logística internacional y aduanera

Fase IV — Construcción

  • Obras civiles
  • Montaje de estructuras y paneles
  • Instalación de inversores
  • Cableado
  • Subestación transformadora
  • Banco de baterías

Fase V — Recursos Humanos

  • Reclutamiento
  • Formación
  • Habilitación del equipo de O&M

Fase VI — Pruebas y Puesta en Marcha

  • Pruebas de rendimiento
  • Integración con el despacho de carga
  • COD

Fase VII — Comercialización

  • Configuración del sistema de medición fiscal
  • Gestión del PPA
  • Facturación
  • Certificados de energía renovable (RECs)

Exclusiones del Proyecto

El proyecto NO incluye:

  • Instalación de compensadores de reactivos
  • Modificación de la capacidad de transformación en subestaciones urbanas existentes
  • Expansión de la red de distribución de baja tensión

3.3 Cronograma Resumido de Hitos

Hito Descripción Fecha Objetivo Responsable Principal
H-0 Inicio del Proyecto — Firma del Acta de Constitución 06 Abr 2026 Director de Proyecto
H-1 Cierre de Fase de Diseño técnico e ingeniería de detalle 06 Sep 2026 Ing. J. Vallejos
H-2 Obtención de Licencia Ambiental y permisos habilitantes 06 Oct 2026 Ing. R. Velly
H-3 Adjudicación del Contrato EPC y firma 06 Nov 2026 CP. B. Ortega
H-4 Finalización de obras civiles — movimiento de tierras y fundaciones 06 Jul 2027 Ing. C. Meza
H-5 Instalación completa de paneles e inversores 06 Dic 2027 Ing. C. Meza
H-6 Equipo de O&M contratado y capacitado 06 Feb 2028 Ing. S. Maldonado
H-7 Puesta en Marcha Comercial (COD) 06 Abr 2028 Director de Proyecto
H-8 Cierre formal del Proyecto 06 May 2028 Director de Proyecto

3.4 Presupuesto del Proyecto

El presupuesto total autorizado del proyecto asciende a USD 120,000,000 (ciento veinte millones de dólares americanos).

Componente Monto (USD) % del Total
Paneles fotovoltaicos (módulos) 38,400,000 32%
Inversores y equipos de conversión 12,000,000 10%
Banco de Baterías BESS 18,000,000 15%
Subestación y líneas de evacuación 10,800,000 9%
Obras civiles y estructuras 14,400,000 12%
Ingeniería, Adquisiciones y Gerencia (EPC Fee) 8,400,000 7%
Gestión Ambiental y Social 2,400,000 2%
Logística y Transporte Internacional 4,800,000 4%
Recursos Humanos y Capacitación 2,400,000 2%
Contingencias (8%) 8,400,000 7%
TOTAL 120,000,000 100%

3.5 Riesgos de Alto Nivel

Riesgo Probabilidad Impacto Estrategia de Respuesta
No consecución de financiamiento internacional Media Muy Alto Estructurar un esquema mixto (equity + deuda); involucrar bancos de desarrollo (IDB, CAF, BNDES) desde etapa temprana
Declaración de desierta de la licitación EPC Baja Alto Ampliar convocatoria a nivel internacional; estructurar pliegos competitivos con condiciones de mercado
Demoras en importación de equipos críticos Alta Alto Contratos de suministro anticipado (early procurement); gestión proactiva con aduana; stock de paneles en puerto
Riesgos de interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) Media Alto Estudios de red previos; coordinación con ANDE; pruebas escalonadas de inyección
Eventos climáticos extremos (tormentas eléctricas, granizo, viento Chaco) Media Medio Diseño estructural para vientos de 200 km/h; seguro contra todo riesgo de construcción y operación
Conflictos con comunidades indígenas o locales Baja Alto Consulta previa, libre e informada; programa de responsabilidad social; convenios comunitarios
Variación del tipo de cambio USD/PYG Alta Medio Contratos en dólares; cobertura financiera (hedging) para gastos locales

4. ENTREGABLES PRINCIPALES DEL PROYECTO

Los entregables clave que marcarán la finalización exitosa de cada fase son:

Código Entregable Criterio de Aceptación
C1 Planta solar diseñada con estándares técnicos de calidad Ingeniería de detalle aprobada por el Ingeniero del Propietario y por ANDE
C2 Plan de Mitigación Ambiental aprobado; Licencias obtenidas Resolución favorable de la Secretaría del Ambiente (SEAM/MADES) sin condicionantes mayores
C3 Planta solar fotovoltaica terminada y operativa (COD) Pruebas de aceptación aprobadas; inyección a la red ≥ 95% de la potencia instalada
C4 Personal contratado y programa de capacitación ejecutado 100% del organigrama de O&M cubierto; certificaciones de seguridad eléctrica vigentes
C5 Plan de O&M desarrollado, calendarizado y aprobado Documento de O&M aceptado por el Sponsor; sistema SCADA operativo
C6 Sistema de comercialización de energía operativo Medidores fiscales instalados y certificados; primer período de facturación completado

5. ESTRUCTURA DE GOBERNABILIDAD

5.1 Jerarquía de Toma de Decisiones

La estructura de gobernabilidad del proyecto se organiza en tres niveles:

Nivel Estratégico — Comité Directivo del Proyecto

Conformado por el Patrocinador, representantes de los inversores y el Director del Proyecto.

  • Reúne mensualmente.
  • Aprueba cambios de alcance, presupuesto y plazo de alto impacto.
  • Resuelve escalaciones que no pueden ser gestionadas en nivel táctico.

Nivel Táctico — Equipo de Dirección del Proyecto

Liderado por el Director del Proyecto (Ing. Luis Saldivar).

  • Reúne semanalmente.
  • Coordina entre sub-equipos.
  • Monitorea cronograma y presupuesto.
  • Gestiona riesgos y cambios de impacto moderado.

Nivel Operativo — Equipos de Trabajo por Área

Conformados por especialistas de cada dominio:

  • Diseño
  • Ambiental
  • Construcción
  • O&M
  • Comercial

Reportan al Director del Proyecto y operan con autonomía en su esfera de competencia.

5.2 Gerencia y Equipo del Proyecto

Nombre Cargo Responsabilidades Clave
Ing. Luis Saldivar Director del Proyecto Liderar el cumplimiento del cronograma, presupuesto y relación con stakeholders
CP Bianca Ortega Gerente de Contratos Administrar contratos con proveedores y mitigar riesgos legales
Ing. Carlos Meza Gerente de Construcción Supervisar ejecución in situ y coordinar subcontratistas
Ing. José Vallejos Especialista Fotovoltaico Validar diseño técnico y modelado energético
Ing. Jorge Rodríguez Coordinador de Logística y Suministros Gestionar importaciones y transporte
Ing. Rocío Velly Especialista Ambiental y Social Cumplimiento ambiental y relaciones comunitarias
Ing. Emiliano Fernández Supervisor de Salud y Seguridad Implementar protocolos de seguridad industrial
Ing. César Adorno Ing. de Protecciones y Control Diseño y configuración de subestación
Ing. Paola Duré Responsable de Calidad Inspecciones técnicas y garantía de vida útil
Ing. Santiago Maldonado Líder de O&M Preparar equipo operativo y configurar SCADA

5.3 Partes Interesadas Externas (Stakeholders)

  1. ANDE (Administración Nacional de Electricidad): Entidad reguladora y compradora de energía. Requiere coordinación permanente para interconexión y despacho.
  2. MADES (Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible): Otorga la Licencia Ambiental. Seguimiento de compromisos ambientales durante la operación.
  3. MOPC (Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones): Permisos de acceso y uso de rutas para transporte de equipos pesados.
  4. Municipalidad de Loma Plata: Coordinación territorial y comunitaria.
  5. Comunidades locales e indígenas del Chaco Central: Consulta previa y programas sociales.
  6. Contratista EPC: Responsable integral de la construcción.
  7. Bancos e Instituciones Financieras: Proveedores de financiamiento. Requieren informes técnicos y financieros periódicos.

6. ALCANCE DEL PROYECTO

6.1 Lo que incluye el proyecto

  1. Estudios de campo: topografía, mecánica de suelos, radiación solar y drenaje.
  2. Ingeniería básica y de detalle: modelado PVSyst, diseño eléctrico, subestación y líneas.
  3. Gestión ambiental: Estudio de impacto ambiental, planes de mitigación, manejo de residuos, compensación biótica.
  4. Gestión social: consultas públicas, empleo local, programas comunitarios
  5. Adquisiciones: licitación EPC, homologación de proveedores, auditorias FAT en fábrica.
  6. Construcción: movimiento de tierras, estructuras, paneles, inversores, subestación, banco de baterías, SCADA
  7. Recursos humanos: contratación, capacitación y habilitación del equipo de O&M
  8. Comercialización: medición fiscal, PPA, facturación, certificados RECs.

6.2 Lo que NO incluye el proyecto

  1. Instalación de compensadores de reactivos.
  2. Modificación de capacidad de transformación en subestaciones urbanas.
  3. Expansión de red de distribución de baja tensión.
  4. Operación de la planta más allá del período de puesta en marcha.

7. SUPUESTOS Y RESTRICCIONES

7.1 Supuestos del Proyecto

  1. La empresa promotora es financieramente solvente y con historial crediticio suficiente para acceder a financiamiento internacional en condiciones competitivas.

  2. Los equipos principales (paneles, inversores, baterías) podrán adquirirse en plazos compatibles con el cronograma de construcción.

  3. Las condiciones climáticas del Chaco Central permitirán el desarrollo de las obras civiles en los períodos programados, con las medidas de seguridad correspondientes al calor extremo.

  4. Las pruebas de interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional arrojarán resultados técnicamente viables.

  5. El marco político y regulatorio nacional permanecerá estable durante el período de ejecución del proyecto.

  6. Los recursos humanos especializados en fotovoltaica podrán ser reclutados a nivel regional o internacional.

7.2 Restricciones del Proyecto

  1. Acceso a financiamiento internacional: condicionado a la calidad crediticia del promotor y al marco regulatorio vigente.

  2. Mano de obra calificada: escasez de técnicos especializados en sistemas fotovoltaicos a nivel local.

  3. Cadena de suministro: los equipos principales no se fabrican en Paraguay; la importación implica plazos de 4 a 8 meses y logística compleja desde puertos distantes.

  4. Infraestructura vial: los caminos y rutas hacia la zona de obras presentan limitaciones para el transporte de cargas pesadas y sobredimensionadas.

  5. Presupuesto fijo: el techo de USD 120,000,000 no puede ser superado sin aprobación del Comité Directivo.

8. MECANISMOS DE CONTROL DE CAMBIOS

8.1 Proceso de Gestión de Cambios

Todo cambio en el alcance, cronograma, presupuesto o calidad del proyecto deberá seguir el proceso formal de control de cambios establecido en el Plan de Gestión del Proyecto:

Paso 1 — Solicitud de Cambio (RFC)

El solicitante completa el formulario RFC con:

  • Descripción del cambio
  • Justificación
  • Impacto estimado en alcance
  • Impacto en costo
  • Impacto en plazo
  • Impacto en riesgo

Paso 2 — Evaluación

El Director del Proyecto, junto con los especialistas relevantes, analiza el impacto integral del cambio propuesto en un plazo máximo de 5 días hábiles.

Paso 3 — Aprobación / Rechazo

Según el nivel de impacto:

  • Cambios menores (< 1% del presupuesto o < 5 días de plazo) son aprobados por el Director del Proyecto.
  • Cambios mayores son elevados al Comité Directivo.

Paso 4 — Implementación

Una vez aprobado:

  • El cambio se incorpora al cronograma.
  • Se actualiza el presupuesto.
  • Se actualiza la documentación técnica.
  • Se notifica a todas las partes afectadas.

Paso 5 — Registro

Todo cambio —aprobado o rechazado— queda registrado en el Registro de Control de Cambios del proyecto, incluyendo:

  • Fecha
  • Solicitante
  • Decisión
  • Responsable

8.2 Umbrales de Escalación

Tipo de Cambio Umbral Aprobador
Variación de costo < USD 500,000 (< 0.4%) Director del Proyecto
Variación de costo USD 500,000 – 3,000,000 Comité Directivo
Variación de costo > USD 3,000,000 Directorio / Sponsor
Variación de plazo < 5 días hábiles Director del Proyecto
Variación de plazo 5 – 15 días hábiles Comité Directivo
Cambio de alcance Sin impacto en costo/plazo Director del Proyecto
Cambio de alcance Con impacto en costo/plazo Comité Directivo

9. MECANISMOS DE MONITOREO Y CONTROL

9.1 Indicadores Clave de Desempeño (KPIs)

  1. SPI (Schedule Performance Index): Índice de desempeño del cronograma — meta ≥ 0,95.

  2. CPI (Cost Performance Index): Índice de desempeño del costo — meta ≥ 0,95.

  3. Avance físico semanal de obra (% de actividades completadas vs. programadas).

  4. Tasa de incidentes de seguridad (meta: 0 accidentes con lesión grave).

  5. Disponibilidad técnica de equipos instalados durante pruebas (meta ≥ 97%).

  6. Número de no conformidades abiertas en inspecciones de calidad.

9.2 Reuniones y Reportes

Reunión diaria de obra (stand-up)

  • Participantes: Gerente de Construcción + supervisores de campo
  • Duración: 15 minutos

Reunión semanal de coordinación

  • Participantes: Director del Proyecto + líderes de equipo
  • Revisión de cronograma
  • Revisión de riesgos
  • Revisión de cambios
  • Informe semanal de avance

Reunión mensual del Comité Directivo

  • Participantes: Director del Proyecto + Sponsor + Inversores
  • Informe mensual de desempeño:
    • Alcance
    • Costo
    • Plazo
    • Riesgo
    • Calidad

Reporte trimestral a financiadores (Lender's Report)

Elaborado por el Ingeniero del Propietario (Fiscalización).

9.3 Herramientas de Control

  1. Cronograma maestro en MS Project o Primavera P6, actualizado semanalmente.

  2. Sistema de control de costos con seguimiento de compromisos (committed costs) y valor ganado (EVM).

  3. Sistema SCADA para monitoreo en tiempo real de la producción durante la fase de pruebas.

  4. Plataforma de gestión documental (BIM 360 o similar) para control de planos, RFIs y submittals.

  5. Registro de riesgos actualizado quincenalmente con semáforo de criticidad.

10. APROBACIÓN Y FIRMAS

La firma del presente documento por parte de las personas autorizadas constituye la aprobación formal del Acta de Constitución del Proyecto y autoriza al Director del Proyecto a proceder con la movilización de recursos para la ejecución del mismo.

Nombre Cargo Fecha
Ing. Luis Saldivar Director del Proyecto ___________________
Patrocinador / Sponsor Nombre: ___________________ ___________________
CP. Bianca Ortega Gerente de Contratos ___________________
Representante de Inversores Nombre: ___________________ ___________________

Nota Final

**Versión 1.0 | Confidencial |

Actualizado por MGP24_3_10 MGP24_3_10 hace 21 días · 9 revisiones