Energía · ANDE · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 6 de 7 · Octubre de 2026
La ANDE informó que sus pérdidas de energía bajaron de 28,5 % en 2023 a 24,4 % en 2025. Es una buena noticia a medias. Casi toda esa mejora, dentro del margen de error de nuestra estimación, no ocurrió en los cables, los transformadores ni los medidores, sino en la aritmética del índice.
Un índice que mejora solo
El índice oficial divide la energía perdida por toda la energía entregada. En los últimos dos años entró al sistema una carga nueva y muy grande: en 2025 la ANDE facturó 5.464,9 GWh al grupo de consumo intensivo especial, sobre todo minería de criptoactivos, casi una cuarta parte de su energía facturada en el mercado nacional, frente a 2.291,6 GWh en 2024. Esas cargas se conectan en 220 kV y casi no tienen pérdidas de distribución. Al sumarse al denominador, el índice baja aunque en la red de siempre no cambie nada.
Si se separa esa carga, las pérdidas medidas sobre la demanda ordinaria, la de hogares, comercios e industrias, se mantuvieron en torno al 29 %: 28,7 % en 2024 y 29,2 % en 2025, una diferencia que cae dentro del margen de error. La demanda ordinaria entregada, además, quedó prácticamente estable entre esos dos años, aunque parte de esa estabilidad puede deberse a cambios de clientes entre categorías.
Dos pérdidas distintas
No todas las pérdidas son iguales. Las técnicas son energía que se disipa en la red: reducirlas libera energía. Las no técnicas son energía que se consume pero no se factura, por hurto, fraude o errores de medición: regularizarlas aporta ingresos, pero no libera energía, porque el consumo sigue existiendo, ahora facturado.
Según el plan de reducción de pérdidas de la ANDE, en 2023 las de transmisión fueron del 5,1 % de la energía entregada y las de distribución del 23,4 %, aproximadamente mitad técnicas y mitad no técnicas. Las no técnicas rondan entonces el 40 % del total, no las tres cuartas partes que a veces se suponen. Sobre la demanda ordinaria de 2025, las técnicas serían de un 16,8 % y las no técnicas, de un 12,4 %.
Lo que realmente cuestan
Las pérdidas de 2024, 6.933,6 GWh, suelen valuarse a la tarifa media: US$ 341,1 millones. Esa cifra no corresponde a ningún costo: la energía que se disipa en la red no se habría vendido a ese precio, y la que se hurta solo se facturaría en parte. Valuando las técnicas al costo de compra de 2025 y las no técnicas a la tarifa media, que es un máximo, recuperar la mitad de las pérdidas de 2024 rendiría unos US$ 125 millones al año: 54 de compras evitadas y hasta 70 de nueva facturación.
Desde 2027, la energía que se libera vale más. Al vencer el Acuerdo Operativo, que hoy permite a la ANDE retirar de Itaipú más energía de la que corresponde a la potencia que contrata, la energía que liberan las pérdidas técnicas reemplaza potencia que habría que contratar y pagar al CUSE, la tarifa de Itaipú por kilovatio. Cada punto de pérdidas técnicas evitado, unos 294 GWh, valdría para el país unos US$ 13,3 millones al año con el CUSE vigente, frente a 7,8 al costo de compra de 2025, y unos 21,8 cuando al Paraguay ya no le sobre energía de Itaipú para ceder al Brasil.
Gráfico. Pérdidas de energía de la ANDE: índice oficial y pérdidas medidas sobre la demanda ordinaria, 2023-2025
El plan de la ANDE prevé invertir US$ 359 millones en 2025-2028 para llevar las pérdidas al 15 %. Para la ANDE, con un beneficio de hasta US$ 120 a 160 millones al año, cerca de la mitad en ingresos por regularizar pérdidas no técnicas valuados como máximo, la inversión se recuperaría en dos a tres años si el plan cumple sus metas. Para el país, que en las no técnicas solo cambia quién paga, el beneficio se limita a la energía técnica liberada, unos US$ 52 a 92 millones al año desde 2027, y el plazo se alarga. Bajar las técnicas un punto por año, además, retrasa alrededor de un año el primer déficit de energía.
Metas bien medidas
El riesgo está en cómo se mida la meta. Si el 15 % se calcula con el índice oficial, una nueva entrada de carga de 220 kV puede cumplir una parte sin que se recupere un solo kilovatio-hora. Las metas deberían fijarse sobre la demanda ordinaria y separar las técnicas, que liberan energía, de las no técnicas, que mejoran la recaudación; y el plan debería publicar el costo por GWh liberado o recuperado de cada medida, para priorizar las que más rinden.
Suele temerse, también, que un ajuste de tarifas aumente el hurto. Los datos de 2000-2020 no permiten medir ese efecto con precisión: la asociación existe, pero descansa en las alzas de 2001-2002, que coincidieron con una recesión, y desaparece al excluir esos años. Lo que se sostiene es acompañar cualquier ajuste con la ejecución del plan de pérdidas, sin atribuirle un efecto que no está demostrado.
La brecha de inversión
Las pérdidas son parte de un problema mayor: la inversión. La ANDE ejecutó US$ 349,2 millones en 2025, la cifra más alta desde 2000, frente a necesidades declaradas de US$ 600 a 650 millones anuales: una brecha de unos US$ 250 a 300 millones por año, un orden de magnitud y no un plan financiero. Financiarla solo con la tarifa exigiría subirla una cuarta parte; recuperar la mitad de las pérdidas podría cubrir cerca de la mitad de ese ajuste.
Aun así, el mayor riesgo financiero de la ANDE en 2027 no está en la inversión, sino en la compra de energía: con el CUSE vigente, si desde 2027 debe contratar en Itaipú la potencia que cubre su demanda máxima, su factura subiría unos US$ 639 millones, unas dos veces la brecha. Por eso conviene ordenar la discusión: primero saber qué se paga en Itaipú; después, cuánto debe subir la tarifa. Mientras tanto, reducir las pérdidas es una de las inversiones que más rápido se pagan, siempre que se midan donde ocurren.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «El trilema eléctrico del Paraguay» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna. La separación entre pérdidas técnicas y no técnicas, y entre demanda ordinaria y electrointensiva, es una estimación con los datos públicos disponibles.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.