El encuentro, organizado por la UIA y con la participación de directores y gerentes de la ANDE, surgió en medio del escenario que dejó la decisión del Gobierno, el martes 9 de junio, de derogar los decretos N.° 5306, 5307, 5860 y 5861, que habían beneficiado al proyecto de hidrógeno verde de Atome con una tarifa congelada a largo plazo.
Tras repasar los seis discursos que circularon a favor del esquema tarifario preferencial, Manuel Mettel, presidente de la UIA; el Ing. Oscar Torres y el exgerente técnico de la empresa estatal, el Ing. Ubaldo Fernández, dedicaron buena parte de la presentación a una pregunta de fondo: ¿qué evaluación hizo realmente el Gobierno antes de promulgar estos decretos?
Según expusieron los ingenieros, pese a que los recursos hidroeléctricos son “un bien de todos” y de interés nacional, el Ejecutivo nunca socializó los estudios que sustentaron su plan de mayor aprovechamiento energético.
El único documento disponible hasta ahora es el Informe del MIC N.° 736/25, que sirvió de base a los decretos derogados. Los técnicos remarcaron que ese informe “se limita a consideraciones cualitativas de los beneficios esperados” y que no contiene ningún dato cuantitativo.
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Ese mismo informe, fechado en diciembre de 2025 y dirigido al Equipo Económico Nacional (MEF, MIC y ANDE), planteaba una tarifa eléctrica dolarizada y estable a diez años como mecanismo para “acelerar el crecimiento del PIB al 7-10% anual” y duplicar el tamaño de la economía en la próxima década, una meta bautizada como “Paraguay 2X”.
Energía no es sinónimo de desarrollo
Para contrastar esa promesa con la evidencia, los técnicos recurrieron a un antecedente concreto: el Grupo de Consumo Intensivo Especial (GCIE), creado en 2022 principalmente para la criptominería, que hoy demanda cerca de 1.300 MW y tiene vigencia hasta 2027. Sus características, señalaron, son muy similares a las de las “industrias convergentes” que el Gobierno busca atraer ahora.
El cruce de datos mostró que, mientras el PIB mantuvo su crecimiento tendencial en las últimas dos décadas, el consumo de energía del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se disparó muy por encima de esa tendencia desde 2022. En otras palabras: hay más electricidad consumida, pero no una aceleración proporcional de la economía.
El análisis -a cargo del Ing. Fernández- también descartó un repunte llamativo en la Inversión Extranjera Directa asociado a ese mayor consumo eléctrico. Y al graficar energía contra PIB, los técnicos remarcaron que el país está requiriendo cada vez más energía para generar la misma unidad de riqueza, antes que lo contrario.
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Esa conclusión coincide con un artículo del suplemento Económico de ABC, firmado por la economista Gladys Benegas, PhD, publicado en marzo de este año. Bajo el título “Se confunde energía con desarrollo”, la autora advirtió que el entusiasmo por un “salto cuantitativo” descansa sobre una premisa que la evidencia no respalda, y que el verdadero motor del desarrollo no es la cantidad de energía disponible, sino la calidad institucional y la capacidad de transformar esa energía en empleo y valor agregado.
El golpe silencioso a las finanzas de la ANDE
El segundo eje del conversatorio apuntó al impacto directo sobre la estatal eléctrica. El GCIE ya representa el 25% de toda la energía facturada por la ANDE en 2025, pero su aporte a la salud financiera de la empresa es mucho más limitado de lo que sugiere ese volumen.
Los técnicos mostraron que los resultados operativos de la ANDE vienen siendo prácticamente nulos o negativos desde 2020, pese al aumento sostenido de los ingresos de explotación. Y que la leve mejora reciente en el costo medio de la energía está “más asociada a la reducción de la tasa de cambio del dólar” que a una mejora estructural real.
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A esto se suma una situación de endeudamiento creciente: en diciembre de 2024, la ANDE debió tomar un préstamo de 120 millones de dólares con la CAF solo para pagar su deuda con Itaipú por compra de potencia. En paralelo, los préstamos locales de corto plazo de la estatal pasaron de 100 millones de dólares en 2021 a un estimado de 190 millones para 2026.
En ese contexto, los ingenieros remarcaron que mientras la tarifa del GCIE se mantenga por debajo de la tarifa media nacional —en 2025 fue de 347,78 guaraníes por kWh, frente a un promedio de 366,69 guaraníes—, este segmento no representará una mejora significativa para las cuentas de la estatal.
Citando la Ley 966/64, que rige a la ANDE, los técnicos insistieron en que la llamada “tarifa técnica” solo está diseñada para cubrir costos y una rentabilidad razonable destinada a deudas y expansión, no para generar ganancia neta. “Se están destinando grandes volúmenes de energía solamente para empatar”, resumieron.
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La advertencia tras el apagón de febrero
Uno de los momentos más duros del conversatorio fue el referido a la seguridad del sistema eléctrico. Los técnicos mostraron que el GCIE representa una carga significativa para el SIN que reduce el margen de reserva operativo, con la subestación de Yguazú como el caso más sensible.
La presentación recordó el apagón masivo del 18 de febrero de 2026, que la propia ANDE atribuyó públicamente a un desprendimiento de conductor en Yguazú y que dejó a más de 1,4 millones de clientes sin energía. Los ingenieros compararon ese día con otro de demanda máxima similar, el 26 de enero, y plantearon preguntas que quedaron sin responder en el conversatorio: ¿qué margen de seguridad real tenía el sistema?, ¿se estuvo cerca de otro colapso por una falla menor?, ¿contempla la tarifa cobrada el costo de operar con menos margen de seguridad?
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Menos plata para programas como Hambre Cero
El conversatorio técnico cuantificó además un efecto colateral poco mencionado en el debate público: la reducción de la compensación que Paraguay recibe por la cesión de energía a Brasil, uno de los fondos que financia programas sociales como Hambre Cero.
Según los cálculos presentados, cada 1.000 MW adicionales destinados a industrias electrointensivas implican una caída aproximada de 100 millones de dólares anuales en esos ingresos por cesión. Los propios números de la ANDE muestran una tendencia descendente en los últimos años: de 273 millones de dólares en 2023 a 161 millones en 2024 y 132 millones en 2025.
La propuesta de la UIA: tope de 700 MW y licitaciones
Tras exponer los riesgos, los técnicos de la UIA presentaron un paquete de recomendaciones concretas para ordenar la política energética hacia adelante.
Para las llamadas industrias convergentes —centros de datos, inteligencia artificial, criptominería y similares—, plantearon limitar la potencia destinada a este grupo a no más de 700 MW, equivalentes al 10% de la capacidad de generación actual del país. Cualquier carga adicional a ese límite, propusieron, debería generar su propia energía, es decir, ser autosuficiente tanto en potencia como en energía.
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También recomendaron contratos de entre 3 y 5 años como máximo y un mecanismo de licitación al alza para adjudicar la energía disponible, que incluya tanto las nuevas cargas como los contratos vigentes que vencen en 2027. Como piso de precio, sugirieron una fórmula que sume la tarifa técnica, la compensación por cesión de energía y una contribución especial para financiar refuerzos del sistema de transmisión.
Para el resto de las industrias y cargas en alta y muy alta tensión, la UIA pidió un pliego tarifario propio —separado de los criterios sociales y políticos que rigen la tarifa residencial—, con tarifas acordes a la Ley 966 y actualización automática según las condiciones de generación y transmisión. También propuso vetar la conexión directa en 500 kV, para evitar cargas de una magnitud que pueda poner en riesgo los márgenes de seguridad operativa del sistema.
“Un bien de todos”
Los técnicos cerraron el conversatorio con un mensaje que resume el espíritu de toda la presentación: los recursos hidroeléctricos del país son “un bien nacional, de todos, y limitado”, por lo que su uso debe optimizarse para maximizar los beneficios del conjunto de la población, y no de un grupo reducido de consumidores industriales.
Para la UIA, el equilibrio financiero de la ANDE no es un detalle contable, sino un prerrequisito para que la empresa estatal pueda enfrentar los desafíos de expansión de generación, transmisión y distribución que el propio crecimiento del país demanda.