Este mes, la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) definirá un nuevo esquema tarifario que será igual para todas las empresas interesadas en instalarse en el país, incluida Atome. Así lo anunció ayer su nuevo presidente, el Ing. Miguel Báez.
Dijo que el estudio que definirá tarifas según el nivel de tensión de conexión, estará listo en un plazo de 15 a 20 días, es decir antes de que termine agosto.
Sin embargo, la ANDE ya cuenta con un estudio internacional elaborado por el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), que nace del Instrumento de Coordinación de Políticas (ICP) suscrito entre el Fondo Monetario Internacional y el Gobierno paraguayo.
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El acuerdo con el FMI se dio en el marco del Servicio de Resiliencia y Sostenibilidad (SRS), que exige a la empresa estatal publicar una auditoría externa y un estudio de costos eficientes por segmento —generación, transmisión, distribución y comercialización— a cargo de una firma internacional de trayectoria reconocida.
El trabajo también quedó incorporado como indicador dentro del Contrato de Gestión por Resultados firmado el 31 de enero de 2024 entre el Consejo Nacional de Empresas Públicas y la ANDE. Y fue presentado por el entonces presidente de la ANDE, Félix Sosa, y la economista Adriana Barrios, del Departamento de Estudio de Tarifas y Mercado de la institución.
Ambos funcionarios expusieron los resultados del trabajo en el foro ”La energía como condición para el desarrollo económico del Paraguay", organizado semanas atrás por el Consejo Asesor Empresarial - Mesa Energética, en la Casa de la Integración de la CAF.
Sosa explicó el origen del proceso: se contrató primero una auditoría financiera internacional con una de las “big four” y, en base a sus resultados, el BID financió al CEARE para determinar “los números eficientes” de la empresa.
“Es decir, que ninguna grasa se pueda transferir al cliente final, que todo lo que operativamente se considera algo ineficiente no puede ser transferido al cliente final”, afirmó el entonces titular de la ANDE.
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Tres fases de análisis
El estudio del CEARE se dividió en tres fases: primero, una evaluación de la gestión operativa de la ANDE en sus distintas áreas; segundo, un análisis comparativo (benchmarking) con empresas eléctricas similares, seleccionadas mediante un índice de similaridad que consideró extensión de redes, energía vendida y cantidad de clientes; y tercero, la identificación de espacios de mejora, con metas y líneas de acción concretas.
Las empresas utilizadas como comparables fueron UTE (Uruguay), CELESC y CEMIG (Brasil), EPEC y EPESF (Argentina), CGE (Chile) e ICE (Costa Rica), todas con estructuras de generación, transmisión, distribución o comercialización asimilables a las de la ANDE.
El período de referencia analizado en la fase 1 fue 2018-2023, excluyendo 2020 y 2021 por los efectos de la pandemia.
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Lo que dice la ley y lo que falta cobrar
Barrios recordó que la Ley N.° 966/1964, carta orgánica de la ANDE, establece en su artículo 85° que las tarifas deben permitir a la empresa cubrir sus gastos de explotación y obtener una rentabilidad razonable sobre las inversiones, mientras que el artículo 88° fija que el ingreso neto de explotación debe ubicarse entre el 8% y el 10% de la inversión inmovilizada.
Según los datos presentados, esa rentabilidad no se está cumpliendo desde hace más de dos décadas. La insuficiencia de rentabilidad pasó de US$ 468,2 millones en 2002 a cifras que en 2025 y 2026 se ubican en el orden de US$ 1.800 millones y US$ 2.000 millones, respectivamente, mientras que el saldo de la deuda a largo plazo de la ANDE trepó de US$ 343,46 millones en 2010 a US$ 1.664,29 millones proyectados para 2026.
Ambas curvas —insuficiencia de rentabilidad y endeudamiento— muestran una trayectoria prácticamente paralela en el estudio, lo que la ANDE utiliza como argumento central para sostener la necesidad de una actualización tarifaria.
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El peso de la criptominería en la demanda
Sosa dedicó buena parte de su exposición a explicar el salto de la demanda eléctrica de los últimos años. Entre 2020 y 2025, el crecimiento de la demanda fue del 8,2% anual y el de la energía requerida del 10,4%, muy por encima de las décadas anteriores (5,4% y 5,8% entre 2000 y 2010, por ejemplo).
Al desagregar esos números, la ANDE encontró que entre 2022 y 2025 el crecimiento del consumo con las cargas de criptominería (GCIE) fue del 14,4%, pero sin ellas se redujo al 6,9%, un ritmo similar al histórico “crecimiento vegetativo” del país. En términos de potencia, esas cargas representaron 854 megavatios en 2025 y 803 megavatios en 2026, sobre una demanda total que ronda los 5.000 megavatios.
El funcionario destacó que se trata de una demanda temporal, ligada a contratos que vencen el 31 de diciembre de 2027, y que el sistema eléctrico paraguayo demostró capacidad para absorber un incremento de demanda del 50% en apenas tres años entre 2022 y 2025, algo que —según Sosa— no tiene antecedentes en la región.
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Inversiones récord y una historia de “insuficiencia tarifaria”
La ANDE ejecutó en 2025 un récord histórico de inversión en infraestructura eléctrica de US$ 349,2 millones, cifra que se compara con apenas US$ 16 millones en el año 2000. Sosa atribuyó las falencias históricas del servicio —incluidas ocho días sin transformadores de repuesto en algunas agencias regionales hasta 2008— a décadas de “insuficiencia tarifaria” y a la falta de acceso a financiamiento multilateral durante la ola de privatizaciones de fines de los años 90.
“Esto pasó porque fue una decisión de los gobiernos anteriores, sucesivos, y no se realizaron las inversiones necesarias (...) y tampoco le daba tarifa a la ANDE, por tal motivo llegó a esa situación”, sostuvo el entonces presidente de la estatal.
Cómo queda la ANDE frente a la región
El benchmarking del CEARE ubicó a la ANDE en una posición favorable en varios indicadores. El costo de distribución por cliente de la empresa estatal de nuestro país fue de US$ 81, muy por debajo de empresas como CEMIG (US$ 455) o EPEC (US$ 304), y solo superado por la chilena CGE (US$ 69). En costo de distribución por kilómetro de red, la ANDE registró US$ 990, frente a los US$ 12.167 de EPEC o los US$ 7.244 de CEMIG.
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En cuanto al costo medio de generación, la ANDE mostró en 2023 un valor de US$ 24 por megavatio-hora, el más bajo de la comparación —producto de una matriz casi 100% hidroeléctrica—, frente a los US$ 59 de UTE o los US$ 50 de CEMIG. Sosa aclaró, sin embargo, que ese costo ya subió a US$ 28 tras los incrementos en las tarifas de compra de energía a las binacionales: Yacyretá pasó de US$ 22,60 a US$ 28 e Itaipú de US$ 16,75 a US$ 19,28.
La tarifa media 2024 de la ANDE fue de US$ 49,49 por MWh, muy por debajo de UTE (US$ 188,4), Chilectra (US$ 170) o EPEC (US$ 131,5).
Pérdidas y morosidad, las materias pendientes
No todos los indicadores favorecen a la ANDE. Las pérdidas de distribución de la ANDE se ubicaron en 23,4% en 2023, bajando a 21,9% en 2024 y 20,03% en 2025, muy por encima de comparables como CELESC (8,9%), CEMIG (14,7%) o EPEC (13%), según datos de 2019.
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En clientes por empleado, la ANDE atendía 322 clientes por trabajador en 2023 y subió a 421 en 2025. Aunque sigue lejos de CEMIG (1.874), supera a UTE (178) e ICE (209).
La morosidad de clientes particulares —sin incluir instituciones estatales— trepó de 14,02% en 2018 a un pico de 28,95% en 2023, para luego bajar a 22,04% en 2024 y 18,79% en 2025 tras medidas comerciales de cobro. El estudio no logró obtener datos comparables de morosidad de otras empresas de la región, aunque algunas reportaron cifras de incobrabilidad de entre 1% y 2,5% de la facturación anual.
Las recomendaciones: ajustes automáticos y revisión cada 5 años
Entre las principales líneas de acción que propone el CEARE figuran el traspaso directo (pass-through) del costo de generación a la tarifa, la aplicación obligatoria y gradual de tarifas residenciales por tramos horarios —hoy solo optativas—, y un ajuste automático anual por indicadores como la inflación, similar al mecanismo del salario mínimo.
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Barrios detalló que la obligatoriedad de las tarifas por tramos horarios no se limitaría al sector residencial: la consultora plantea extenderla, de manera gradual, también a otros segmentos de clientes.
Respecto al nivel y la estructura tarifaria, la propia CEARE realizó un estudio de actualización de costos y tarifas de la ANDE, y su recomendación es que la institución adopte esa propuesta o la perfeccione, manteniendo en cualquier caso una tarifa competitiva frente a las demás empresas de la región.
Sobre el ajuste automático anual por indicadores —como la inflación, al estilo del mecanismo que rige para el salario mínimo—, Barrios explicó que su objetivo es evitar que se acumulen los desfasajes entre lo que le cuesta a la ANDE prestar el servicio y lo que efectivamente le cobra al cliente. A esto se suma la recomendación de una revisión periódica integral de todos los componentes de la estructura tarifaria, en un plazo no mayor a 5 años, que permita adaptar la tarifa a cambios estructurales en la demanda y en la tecnología, como la introducción de medidores AMI, cuya incorporación implica una inversión con costo propio para la ANDE.
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La consultora completa el paquete de recomendaciones con campañas para disminuir la morosidad, priorizando aquellas que impliquen el menor costo financiero posible para la empresa.
El estudio también recomienda una revisión integral de la estructura tarifaria cada 5 años como máximo, un plan de reducción de pérdidas hasta el 18% en un plazo de 5 a 10 años, y alcanzar una meta de 90% de medidores inteligentes en una década.
Barrios subrayó que, incluso de aplicarse la propuesta, la tarifa de la ANDE mantendrá su nivel más competitivo en la región. Para el período 2026-2030, el CEARE proyecta un incremento general del 39,4% en la tarifa media, que pasará de US$ 49,2 a US$ 68,6 por MWh; este mismo ajuste del 39,4% se reflejará en la baja tensión (de US$ 55,8 a US$ 77,8), mientras que el sector de alta y muy alta tensión experimentará la mayor variación, con una suba del 45,6% al escalar de US$ 35,3 a US$ 51,4 por MWh.
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El debate sobre un regulador independiente
Sosa aprovechó su exposición para insistir en la necesidad de avanzar hacia un ente regulador independiente del sector eléctrico, en momentos en que la reciente Ley 7599 habilita la entrada de nuevos actores privados en generación para grandes clientes. “Hasta hace poco solamente existía la ANDE y las centrales binacionales. Entonces, el regulador, ¿a quién podría regular? (...) Ahora, a partir de esta ley, sí va a existir esa necesidad de regulación, porque tiene que existir un árbitro”, explicó.
El funcionario también adelantó que la revisión del Anexo C de Itaipú —el acuerdo operativo vigente que vence este año— será un factor determinante para el escenario de costos de generación de los próximos años.
Paraguay, la tarifa más baja de la región según la CIER
Según la Encuesta de Tarifas Eléctricas de CIER 2025, citada en el cierre de la presentación, la tarifa media residencial paraguaya (para un consumo de 200 kWh/mes, sin impuestos) es de US$ 46 por MWh, la más baja entre 13 países de la región, muy por debajo de Guatemala (US$ 251), Uruguay (US$ 236) o Colombia (US$ 222).
En el segmento industrial (1 MW de potencia, 438 MWh/mes en media tensión), la tarifa paraguaya es de US$ 35 por MWh, también la menor de la muestra, frente a los US$ 207 de El Salvador o los US$ 181 de Colombia.
Las conclusiones del CEARE sostienen que, con tarifas competitivas, control de pérdidas y reducción de la morosidad, los ingresos de la ANDE mejorarán y la empresa se mantendrá entre las más eficientes de la región, aunque advierten que demorar los ajustes tarifarios encarecerá sustancialmente el costo del proceso en el futuro.