Energía · Segunda edición revisada

El trilema eléctrico del Paraguay. Demanda, pérdidas, adecuación de la oferta y finanzas de la ANDE, 1999-2040

Observatorio Económico · FCCAE-UC · 2.ª edición, octubre de 2026 · Revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna · Resumen ejecutivo del estudio

El sistema eléctrico paraguayo enfrenta a la vez tres exigencias que no se pueden maximizar por separado: abastecer una demanda que creció 58 % entre 2021 y 2025 (seguridad), hacerlo a una tarifa que los usuarios puedan pagar (asequibilidad) y financiar la inversión sin deteriorar las cuentas de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) ni del Estado (sostenibilidad financiera). Este estudio cuantifica ese trilema con datos de 1999 a 2025, información parcial de 2026, una reestimación econométrica de la demanda y de las pérdidas, y un modelo estocástico de oferta y demanda para 2026-2040 con 20.000 trayectorias y tres escenarios de demanda; todas las proyecciones son condicionales a sus supuestos y se presentan con su incertidumbre.

Hallazgos

1. La demanda crece más rápido que el ingreso, y una parte del salto corresponde a las cargas electrointensivas. La energía entregada pasó de 18.567 GWh (2021) a 29.418,5 GWh (2025) y creció 18,3 % en el primer semestre de 2026. La elasticidad ingreso de largo plazo se ubica entre 1,34 y 1,62 según la especificación, pero las relaciones de nivel son débiles (solo al 10 % con valores críticos de muestra finita en la mejor especificación) y, año a año, el crecimiento de la demanda casi no responde al del PIB. En 2025 la energía entregada superó en unos 6.324 GWh (intervalo de predicción del 95 %: 3.916 a 8.505) su tendencia de 2000-2021; con la relación de nivel de 1999-2021, que la prueba de límites no confirma para esa especificación, el exceso sería de 8.030 GWh. Ese mismo año la ANDE facturó 5.464,9 GWh al grupo de Consumo Intensivo Especial: el 24,9 % de su energía facturada en el mercado nacional.

2. La elasticidad precio no está identificada. Los intervalos incluyen el cero en todas las especificaciones (por cliente: 0,14, con un intervalo de confianza del 95 % de −0,20 a 0,48) porque la tarifa nominal estuvo casi congelada entre 2003 y 2016. Las proyecciones suponen que la demanda no responde a la tarifa; si respondiera con las elasticidades medias de la literatura, un alza real de 20 % hacia 2030 reduciría la demanda ordinaria un 4 % en 2030 y retrasaría un año el primer déficit.

3. La oferta disponible es menor de lo que se suponía. En un año hidrológico medio, la oferta disponible para el Paraguay ronda los 47.000 GWh con Yacyretá limitada a 425 MW medios; con la hidrología de 2019-2025 baja a unos 41.300 GWh, y un año seco de uno en diez la reduce a unos 39.200 GWh en 2030. La ANDE, además, no usa todo lo que el Acta de Yacyretá le permite: retiró unos 352 MW medios en 2025 y entre 109 y 145 en mayo y junio de 2026.

4. El primer año con déficit de energía tiene mediana en 2032. Con los contratos electrointensivos vigentes, el primer año en que la demanda total supera la oferta disponible tiene mediana en 2032 en el escenario central (percentiles 10 y 90: 2029 y 2036; demanda ordinaria a 6,4 % anual), en 2031 con crecimiento alto (6,9 %) y en 2032 con crecimiento bajo (5,7 %); la probabilidad de al menos un año con déficit hasta 2030 es de 31 %, 35 % y 26 %, respectivamente. Si persiste la hidrología de 2019-2025, las medianas se adelantan a 2030. El tope total de 700 MW propuesto por la Unión de Ingenieros de la ANDE retrasa la restricción (la probabilidad de déficit hasta 2030 baja del 31 % al 21 % en el escenario central); una expansión electrointensiva a 2.100 MW, sin contrato que la respalde, la adelantaría a 2030. La mayor parte de esos déficits hasta 2030 es menor que el consumo electrointensivo del año: con contratos interrumpibles en años secos, la probabilidad de no abastecer la demanda ordinaria hasta 2030 baja a entre 2,6 % y 5,0 %.

5. El mayor riesgo financiero vence el 31 de diciembre de 2026. Ese día vencen el costo unitario del servicio de electricidad (CUSE) de Itaipú, de US$ 19,28/kW-mes, y el Acuerdo Operativo de 2007, que permite a la ANDE retirar más energía que la asociada a su potencia contratada (en 2026 usa el 115 % de sus 2.865 MW). Si debe cubrir su punta con potencia contratada —una lectura posible de la obligación de contratar «acorde a todas sus necesidades»—, la ANDE necesitaría unos 5.630 MW en 2027; si contratara por energía, unos 4.780 MW. Su factura de potencia (solo el componente CUSE) pasaría de US$ 663,3 millones en 2026 (575,3 millones netos de la devolución que Itaipú gira a la ANDE, el llamado pasamanos) a unos US$ 1.302 millones con CUSE de 19,28, 1.013 con 15, 810 con 12 y 675 con 10; por energía, 1.105 con 19,28; con una prórroga del régimen de 2026, unos 725 (629 netos). Sacar de la punta la carga electrointensiva ahorraría entre US$ 88 y 171 millones en 2027 con el CUSE vigente. Para el país el efecto es menor que para la ANDE: lo que esta paga por encima del costo estricto financia en buena parte los gastos de la margen paraguaya de Itaipú, y una devolución como el pasamanos de 2024-2026 puede neutralizar el riesgo de caja.

6. La compensación por cesión se extingue, pero no es caja de la ANDE. El excedente cedible de Itaipú bajaría de unos 8.600 GWh en 2027 a 4.100 GWh en 2030 en el escenario central y se agotaría, en la mediana, en 2031-2032; la compensación al Tesoro caería de unos US$ 121 a 57 millones entre 2027 y 2030 (a US$ 14,09/MWh). La compensación financia al Fondo Nacional de Alimentación Escolar (FONAE) y a los municipios; los royalties (US$ 246,5 millones en 2025), el resarcimiento y las utilidades no dependen de la cesión. Tampoco es el precio de la energía cedida: el Brasil paga además el CUSE de la potencia asociada (unos US$ 45/MWh en total). Agotado el excedente, el costo para el país de un MWh adicional deja de ser la compensación resignada y pasa a ser el de reponer esa energía: con el CUSE vigente, unos US$ 67,8 a 74,1/MWh.

7. Las pérdidas bajan en el índice, no en la red. El índice oficial bajó de 28,54 % (2023) a 24,40 % (2025), pero medido sobre la demanda ordinaria se mantuvo en torno al 29 %: la mejora se explica por la entrada de carga de 220 kV, que casi no tiene pérdidas de distribución. Alrededor del 40 % de las pérdidas son no técnicas. Recuperar la mitad de las pérdidas de 2024 rendiría hasta unos US$ 125 millones anuales a costos de 2025, no los US$ 153 millones de la primera edición, y unos 120 a 160 millones desde 2027, cuando la energía liberada reemplaza potencia de Itaipú. El plan de la ANDE cuesta US$ 359 millones en 2025-2028 y se recuperaría en dos a tres años si alcanza sus metas. Solo la mitad técnica, unos 2.035 GWh, libera energía con certeza.

8. La brecha de inversión está mal medida, pero es grande. Frente a lo ejecutado en 2025 (US$ 349,2 millones, la cifra más alta desde 2000) y a necesidades declaradas de US$ 600 a 650 millones anuales —declaraciones de alcance distinto, no un plan financiero—, la brecha es de unos US$ 250 a 300 millones por año; si se ejecutara el presupuesto de 2026, de unos 90 a 140 millones. Financiarla íntegramente con ingresos corrientes exigiría unos US$ 11,4 a 13,7/MWh (23 % a 28 % de la tarifa media de 2024); financiada con deuda a 25 años, cada año de brecha agregaría alrededor de US$ 1,2/MWh.

9. La potencia necesaria en Itaipú supera pronto lo que se puede contratar sin que el Brasil ceda potencia. Con la carga electrointensiva en la punta, la potencia necesaria superaría la mitad de la potencia contratada total de 2026 (6.067 MW), un umbral de negociación y no físico, hacia 2029, y la mitad de la instalada (7.000 MW) hacia 2031 en el escenario central; si esa carga se interrumpiera en la punta, hacia 2031 y 2033. La red interna es la otra restricción: las obras troncales de 500 kV llevan uno a dos años de atraso respecto del Plan de Transmisión 2024-2033.

Recomendaciones

1. Antes del 31 de diciembre de 2026, decidir la potencia de 2027 con la factura y su destino a la vista. Toda posición en la revisión del Anexo C debería evaluarse por su efecto conjunto sobre el CUSE, la regla y la base de facturación de la potencia (por punta o por energía), la continuidad de un régimen que permita retirar energía por encima de la potencia contratada y la devolución a la ANDE de lo que Itaipú recaude por encima del costo. Esas palancas no se suman: conviene elegir la más valiosa y negociarla primero.

2. Publicar el presupuesto de compras de 2027 con sus supuestos de CUSE, potencia y tipo de cambio, y decidir quién absorbe el cambio de régimen. El monto previsto (₲ 6,17 billones, entre US$ 820 y 920 millones según el tipo de cambio) paga la potencia que cubre la punta solo con un CUSE de unos US$ 9,1 a 12,1/kW-mes; con 19,28 alcanza únicamente para una prórroga del régimen de 2026 y con el tipo de cambio más favorable. Si nada de eso se concreta, falta financiamiento: usuarios, Tesoro o deuda de la ANDE deben absorber unos US$ 24,6 por MWh facturado con el CUSE vigente.

3. Decidir en 2026-2027 cómo se cubrirán los años secos hasta 2030 y la demanda desde 2031. El riesgo de déficit de 2028-2030 (8 % en el año 2028 en el escenario central) puede cubrirse en su mayor parte con cláusulas de interrupción de la carga electrointensiva en años secos y con el retiro pleno de lo que permite el Acta de Yacyretá. La restricción estructural (déficit en año hidrológico medio con mediana en 2032-2033) exige licitar ahora la generación nueva, que tarda varios años. La gestión de la punta (tarifa horaria, interrupción y almacenamiento) vale hasta US$ 231 por kW y por año con el CUSE vigente.

4. Renovar los contratos electrointensivos que vencen el 31 de diciembre de 2027 con tope total, subasta, cláusula de interrupción y una fórmula de precio que no quede por debajo del costo económico nacional: la potencia en Itaipú más el mayor entre la compensación resignada y el costo de reposición de la energía. Hoy ese costo es de US$ 45,17/MWh en barra de Itaipú (41,90 a 58,12 según el factor de carga) y puede subir cuando se agote el excedente cedible —mediana en 2031-2032, dentro del plazo de los contratos que se renueven en 2028— y el costo de reposición reemplace a la compensación. La ley debería fijar el destino del componente del precio que reemplaza a la compensación (el diseño se desarrolla en la segunda edición del estudio de renta).

5. Ejecutar el plan de reducción de pérdidas con metas sobre la demanda ordinaria. Medir el avance con un indicador que no mejore por la sola entrada de carga de alta tensión, separar las metas de pérdidas técnicas (que liberan energía) de las no técnicas (que mejoran la recaudación) y priorizar las medidas según su costo por GWh liberado o recuperado, que el plan debería publicar.

6. Ajustar la tarifa empezando por los segmentos cuya brecha con el costo puede medirse, con control de pérdidas y protección de los hogares de menores ingresos. Con el CUSE vigente, la tarifa de alta tensión (US$ 35,3/MWh en 2024) está por debajo del costo nacional de una carga nueva en 220 kV (con un CUSE de 12 la diferencia desaparece mientras haya excedente cedible y reaparece al agotarse); para los demás segmentos falta un costo del servicio por nivel de tensión. La propuesta del estudio tarifario del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética con el Banco Interamericano de Desarrollo (CEARE-BID) lleva la tarifa media de US$ 49,2 a 68,6/MWh hacia 2030.

7. Prever en el presupuesto del Tesoro la caída de la compensación, que financia al FONAE y a los municipios (de unos US$ 121 millones en 2027 a 57 millones en 2030 en el escenario central), sin confundirla con un problema de caja de la ANDE.

8. Publicar los datos que faltan, empezando por el factor de carga y la demanda en la punta de las cargas electrointensivas, los límites de transferencia de la red, la facturación por categoría y los estados contables auditados de la ANDE.