Falsa dicotomía entre monopolio y libre mercado
La reciente promulgación del nuevo marco regulatorio que habilita una mayor participación privada en la compra y venta de energía abrió un debate que rápidamente quedó atrapado entre posiciones opuestas. La discusión pública parece haberse instalado, en términos simples: por un lado, quienes celebran una apertura parcial del mercado eléctrico y, por otro, quienes ven el inicio de una privatización encubierta. Sin embargo, ambas posiciones simplifican excesivamente el problema.
Los monopolios estatales pueden enfrentar problemas cuando la inversión se vuelve insuficiente o cuando las decisiones técnicas terminan subordinadas a prioridades políticas de corto plazo. Sin embargo, el hecho de que históricamente la electricidad haya sido organizada bajo esquemas monopólicos no fue casualidad.
Su propia naturaleza la diferencia de otros mercados: requiere infraestructura integrada, inversiones de largo plazo y una coordinación permanente para garantizar que el sistema funcione de manera estable. La electricidad no es como vender teléfonos celulares, automóviles o alimentos. Detrás de cada factura existe una enorme infraestructura compartida: líneas de transmisión, subestaciones, sistemas de distribución y mecanismos que deben mantener estable la red las 24 horas del día.
Además, esas inversiones requieren décadas para recuperarse y no pueden construirse o desmantelarse rápidamente según cambien las condiciones del mercado. Basta recordar que la construcción de la línea de transmisión de 500 kV demandó aproximadamente cuatro años y representó una transformación estructural para el sistema eléctrico paraguayo.
Esta realidad revela un aspecto menos discutido de la apertura energética: un mercado puede abrirse mediante normas y contratos en relativamente poco tiempo; la infraestructura que lo sostiene, no.
Y allí surge una pregunta que merece atención: ¿el país está construyendo simultáneamente la capacidad física necesaria para utilizar internamente mayores volúmenes de energía, o la apertura parcial del mercado eléctrico corre el riesgo de acomodarse a restricciones estructurales existentes en lugar de impulsar su resolución?
La diferencia no es menor. En el primer caso, la infraestructura eléctrica acompaña una estrategia nacional orientada a utilizar más energía dentro del país. En el segundo, el riesgo es exactamente el inverso: que las restricciones existentes –líneas de transmisión insuficientes, limitaciones de distribución o capacidad de transporte– terminen definiendo el modelo energético futuro, en lugar de que una estrategia de desarrollo determine qué infraestructura necesita el país
Por eso, el debate no debería concentrarse en quién podrá vender energía, sino en una pregunta mucho más importante: ¿quién financiará y sostendrá la infraestructura que hace posible que esa energía llegue a los usuarios?
La oportunidad: atraer inversión y aumentar capacidad
La discusión tampoco debería reducirse a proteger estructuras existentes. Paraguay necesitará nuevas inversiones y mayor capacidad energética si pretende transformar su abundancia eléctrica en una verdadera estrategia de desarrollo.
La cuestión no es si la participación privada debe existir; la pregunta es bajo qué reglas y con qué objetivos.
Paraguay enfrenta un escenario diferente al de hace dos décadas, cuando ni siquiera contaba con una línea de transmisión de 500KV. Más que una expansión industrial consolidada, el país enfrenta nuevas presiones derivadas de los proyectos intensivos en energía, centros de datos, electromovilidad, procesos de industrialización selectiva y un crecimiento sostenido de la demanda eléctrica.
En este contexto, la participación privada puede generar ventajas importantes: acelerar nuevas inversiones; diversificar fuentes energéticas, reducir presión sobre recursos públicos e incorporar nuevas tecnologías.
Desde esta perspectiva, la apertura puede convertirse en un mecanismo para ampliar capacidad de generación y transmisión sin trasladar toda la carga financiera al Estado, cuya capacidad de continuar sosteniendo inversiones crecientes mediante endeudamiento enfrenta restricciones fiscales cada vez mayores.
Además, depender exclusivamente de la hidroelectricidad tampoco constituye una estrategia libre de riesgos. Las variaciones hidrológicas recientes muestran que la diversificación puede convertirse en una necesidad y no simplemente en una opción.
Sin embargo, la diversificación energética no debe entenderse como una lista ilimitada de tecnologías posibles. Paraguay posee características particulares. Algunas tecnologías, como la eólica, pueden resultar técnicamente viables, pero no necesariamente competitivas desde el punto de vista económico ni prioritarias dentro de la realidad energética paraguaya.
En la práctica, una de las alternativas con mayores posibilidades de desarrollo parece ser la energía solar, particularmente en regiones con baja densidad poblacional como determinadas zonas del Chaco, donde soluciones descentralizadas podrían resultar económicamente más eficientes que extender cientos de kilómetros adicionales de redes de transmisión y distribución.
El estado real de la ANDE, una empresa que ya llega debilitada
La ANDE no llega a esta apertura en condiciones de fortaleza institucional. El acuerdo tarifario con Itaipú para el período 2024-2026 fue presentado oficialmente como una oportunidad para capitalizar a la empresa: parte de los recursos adicionales generados por la nueva tarifa se destinarían a fortalecer sus finanzas. Según reportes periodísticos, eso no ocurrió en la proporción anunciada. Los fondos no llegaron como estaba previsto, o se destinaron de manera diferente a lo comprometido públicamente.
No existen estudios que cuantifiquen con precisión el impacto de ese desvío sobre la situación financiera actual de la ANDE, ni evaluaciones públicas sobre cómo afectaría a la empresa la migración de sus grandes consumidores hacia operadores privados. Esa doble ausencia de información —sobre lo que ya ocurrió y sobre lo que podría ocurrir— no es un detalle administrativo. Es la señal más clara de que esta apertura se diseñó sin el diagnóstico previo que una decisión de esta magnitud requiere.
Abrir el mercado en ese contexto no genera un riesgo de descapitalización: profundiza una que ya existe.
El riesgo: privatizar ganancias y socializar costos
Pero existe una pregunta mucho más importante que aún no parece ocupar el centro del debate: ¿qué ocurrirá con la sostenibilidad financiera de la ANDE?
La infraestructura eléctrica posee costos enormes que no desaparecen, aunque cambien los actores que venden energía: líneas de transmisión, subestaciones, mantenimiento, estabilidad operativa y cobertura universal. Gran parte de esa infraestructura fue construida mediante décadas de inversión pública y recursos financiados por toda la sociedad.
Los segmentos más atractivos del mercado suelen ser los grandes consumidores industriales y comerciales, porque concentran elevados niveles de demanda y presentan menores costos relativos de atención. En términos simples: vender grandes volúmenes de energía a pocos clientes suele ser más rentable que distribuir pequeñas cantidades a miles de usuarios dispersos.
Si esos consumidores migran hacia contratos privados, la ANDE podría quedar principalmente con consumidores residenciales, usuarios de menor escala y regiones menos rentables o de mayor costo operativo.
En otras palabras, podría producirse una separación entre los segmentos más rentables y las obligaciones más costosas: los ingresos más atractivos se desplazarían hacia el sector privado mientras la responsabilidad de sostener la infraestructura y garantizar cobertura seguiría recayendo sobre el sector público.
Existe además un aspecto menos visible, que rara vez forma parte de la discusión: la sostenibilidad financiera de una empresa eléctrica no solo depende de cubrir sus costos operativos actuales. También requiere generar recursos suficientes para reinvertir, ampliar capacidad y reponer infraestructura.
Históricamente, la propia lógica financiera de la ANDE contemplaba la necesidad de generar márgenes que permitieran sostener su proceso de capitalización y expansión. El punto no es el porcentaje específico; la cuestión central es otra: una empresa responsable de infraestructura estratégica no puede limitarse a sobrevivir financieramente, necesita mantener capacidad permanente de inversión.
Si esa capacidad se debilita durante años y, simultáneamente, los segmentos más rentables migran hacia otros actores, las consecuencias serán mucho más que la reducción de ingresos. El problema consiste en profundizar un proceso gradual de descapitalización que la ANDE viene enfrentando desde hace años y que el nuevo marco legal que habilita la apertura del sector eléctrico parece soslayar, al no establecer mecanismos claros para preservar su capacidad futura de inversión y capitalización.
Más allá de las observaciones técnicas formuladas por especialistas del sector respecto a aspectos operativos, tarifarios o regulatorios, existe además una dimensión institucional que merece atención: cómo sostener financieramente al actor responsable de la infraestructura eléctrica nacional.
El resultado podría ser una paradoja: mayor competencia en apariencia, mientras aumentan las presiones sobre las tarifas, disminuye la capacidad de inversión y se debilita gradualmente la sostenibilidad financiera de la propia ANDE en el largo plazo.
La preocupación no es teórica. Paraguay ya conoce experiencias en las que una empresa pública fue perdiendo capacidad de inversión y relevancia estratégica hasta convertirse en un actor debilitado dentro de su propio sector. La trayectoria de Copaco muestra que estos procesos rara vez ocurren mediante decisiones abruptas; generalmente son el resultado de una acumulación gradual de restricciones, pérdida de competitividad y debilitamiento institucional.
Una lección conocida del sector energético paraguayo
La experiencia paraguaya también muestra otro fenómeno importante: los problemas rara vez surgen exclusivamente del diseño inicial; aparecen principalmente en la implementación.
Lo hemos visto en la propia experiencia hidroeléctrica paraguaya. Tanto Itaipú como Yacyretá dejan una lección relevante: el problema no necesariamente reside en los principios o acuerdos originales, sino en la forma en que estos terminan siendo implementados y administrados a lo largo del tiempo. Sin embargo, una buena idea puede producir resultados muy distintos a los esperados cuando la implementación deja de responder a criterios técnicos y comienza a depender de decisiones políticas de corto plazo.
La experiencia paraguaya también muestra otro fenómeno: las estructuras institucionales pueden permanecer formalmente intactas mientras su funcionamiento real se desplaza progresivamente hacia mecanismos de negociación política de corto plazo. En el caso del sector hidroeléctrico, decisiones relevantes sobre tarifas, costos o asignación de beneficios terminaron dependiendo en distintos momentos más de acuerdos coyunturales que de criterios técnicos permanentes.
El problema no es únicamente la existencia de reglas. El problema aparece cuando las reglas dejan de orientar las decisiones y pasan a adaptarse a intereses circunstanciales.
La apertura del mercado eléctrico podría convertirse en una oportunidad histórica o en un nuevo mecanismo de transferencia de rentas.
La diferencia probablemente no estará en la ley misma.
Estará en la calidad de las instituciones encargadas de aplicarla, sostener reglas estables y evitar que intereses coyunturales redefinan sus objetivos.
El dato ausente: nadie conoce aún el precio de la energía de Itaipú después de 2027
Paraguay aún no conoce cuál será el precio de la energía de Itaipú a partir de 2027, que no es una cuestión menor, se trata probablemente de la variable más importante del sistema eléctrico nacional.
La energía de Itaipú constituye la base estructural sobre el cual se construyen los costos, las tarifas y buena parte de la competitividad energética del país. Sin embargo, se pretende avanzar hacia una apertura parcial del mercado eléctrico sin conocer aún el comportamiento futuro de ese componente central.
Resulta difícil evaluar si determinados contratos privados serán realmente competitivos cuando todavía se desconoce el costo de referencia más importante del sistema.
La situación genera una paradoja económica: por un lado, se promueve un discurso de mayor competencia y apertura. Pero, por otro, el principal precio que estructura el sistema sigue siendo incierto. Sin ese dato, las comparaciones de costos entre distintas opciones de abastecimiento eléctrico pueden transformarse más en ejercicios teóricos que en señales económicas reales.
La incertidumbre sobre el principal precio del sistema introduce además otra cuestión relevante: sin un precio de referencia claro, es más difícil determinar si las ventajas económicas que surjan responderán a una mayor capacidad productiva o a la forma en que el propio sistema distribuye costos, riesgos y beneficios.
Por ello, la preocupación no consiste únicamente en quién vende energía.
Podría producirse una situación en la que determinados actores privados obtengan ventajas derivadas no necesariamente de una mayor capacidad productiva, sino de elementos indirectos: acceso preferencial a infraestructura pública, utilización de una red financiada históricamente por el Estado, contratos de largo plazo estructurados bajo supuestos inciertos o mecanismos que trasladen parte de los costos hacia otros actores del sistema.
En esos escenarios los subsidios no aparecen explícitamente en el presupuesto ni figuran como transferencias directas. Se vuelven invisibles. Simplemente quedan incorporados dentro de la arquitectura del sistema.
Precisamente por eso pueden resultar más difíciles de identificar.
Más importante que abrir, construir reglas que funcionen
La apertura del mercado eléctrico no elimina la necesidad de instituciones sólidas; la vuelve aún más importante.
Reglas transparentes de acceso a la red, mecanismos competitivos de contratación, protección de la sostenibilidad financiera de la ANDE y supervisión técnica independiente no constituyen detalles secundarios: son las condiciones que determinarán si la apertura del mercado eléctrico genera competencia real o simplemente nuevas formas de concentración de beneficios.
Porque el objetivo no debería ser sustituir un esquema imperfecto por otro diferente pero igualmente vulnerable. El objetivo debería ser construir un sistema energético capaz de generar inversión, crecimiento y competitividad sin trasladar costos ocultos a la sociedad.
Antes de preguntarnos quién podrá vender energía, existe una pregunta previa más importante: ¿cuánto costará la principal energía del Paraguay a partir de 2027?
Porque abrir un mercado sin conocer el precio futuro de Itaipú, sin mecanismos sólidos de defensa de la competencia y sin una institucionalidad capaz de evitar subsidios implícitos, puede terminar produciendo algo muy distinto a un mercado competitivo.
La verdadera pregunta ya no parece limitarse a quién venderá energía. La pregunta es quién capturará las rentas futuras asociadas a uno de los activos estratégicos más importantes del país. Paraguay tiene demasiada experiencia para descubrir, años después, quién terminó pagando la cuenta.
Conclusión
A quienes tomaron la decisión de abrir el mercado eléctrico les corresponde responder al menos tres preguntas antes de que los contratos privados comiencen a firmarse: ¿cuál será el precio de la energía de Itaipú desde el 2027? ¿Qué mecanismo garantizará que la ANDE no continúe perdiendo capacidad de inversión y capitalización si los segmentos más rentables migran hacia otros actores? ¿Quién supervisará que las ventajas del nuevo esquema respondan a una competencia real y no a mecanismos indirectos asociados al acceso privilegiado a infraestructura pública?
Sin respuestas concretas a esas preguntas, la discusión deja de ser solo una cuestión de apertura o modernización. La verdadera duda pasa a ser otra: si el nuevo esquema permitirá transformar la riqueza energética del país en una estrategia de desarrollo o si terminará reproduciendo una historia conocida, en la que las rentas se concentran mientras los costos permanecen distribuidos entre toda la sociedad.
La variable más relevante
Paraguay aún no conoce cuánto costará la energía de Itaipú después de 2027, la variable más importante del sistema eléctrico nacional.
La pregunta del debate
¿Quién podrá financiar y sostener la infraestructura que hace posible que esa energía llegue hasta los usuarios?
Las rentas futuras
La pregunta es quién capturará las rentas futuras asociadas a uno de los activos estratégicos más importantes de nuestro país.
(*) Exdirectora financiera de Itaipú