El plan divide a los grandes consumidores en dos grupos: uno para criptominería, inteligencia artificial y data centers, con un tope de 700 MW y contratos de 3 a 5 años adjudicados por subasta; y otro para industrias con procesamiento de materia prima, con una tarifa técnica separada del pliego residencial.
La UIA calcula una tarifa de referencia de 56 dólares por MWh (44 dólares de tarifa técnica más 12 de compensación por cesión de energía) y propone que el nuevo esquema entre en vigencia recién en enero de 2028, cuando venzan los contratos actuales. La entidad ya presentó el planteo a las autoridades de la ANDE, que trabajarían en una contrapropuesta propia.
Entrevistados: Manuel Mettel, presidente de la Unión de Ingenieros de la ANDE (UIA), y Ubaldo Fernández, colaborador del comité técnico de la UIA.
–¿En qué consiste la propuesta de la UIA tras la derogación de los decretos que beneficiaban a Atome?
–(Mettel): Con el panorama actual, en el que los decretos fueron derogados, tenemos una propuesta sobre cómo debería continuar el tratamiento de estos consumos, considerando que el propio Gobierno encargaba a la ANDE atender este asunto.
–(Fernández): La propuesta plantea dos grupos de carga diferentes. El primero abarca a las industrias convergentes —data centers, inteligencia artificial, criptominería y similares—, donde no hay procesamiento de materia prima. Para ese grupo proponemos limitar la capacidad a 700 MW, aproximadamente el 10% de la capacidad instalada actual, porque no se puede seguir creciendo indefinidamente: eso adelantaría los requerimientos de nuevas fuentes de generación y de infraestructura de transmisión, y ya sabemos que no hay mucho tiempo para eso.
Se plantean, además, contratos de 3 a 5 años como máximo, lo que da una ventana de previsibilidad: si sabemos qué va a ocurrir en ese plazo, se elimina la incertidumbre sobre nuevas fuentes de generación y se puede sostener el precio. Quien quiera instalarse fuera de ese cupo puede hacerlo, siempre que sea autosustentable, es decir, con generación propia. La ley ya lo permite: se puede instalar una planta solar en un lugar y consumir en otro.
La propuesta también busca transparentar la adjudicación mediante una licitación tipo subasta al alza, en la que compitan tanto los nuevos interesados como las empresas de criptominería que ya operan en el país —cuyos contratos vencen en 2027— por ese cupo de 700 MW.
–¿Cómo funcionaría esa subasta? ¿Participarían intermediarios o directamente las industrias?
–(Fernández): Es un punto a discutir. Lo ideal es que participen quienes efectivamente vayan a tener una relación comercial directa con la ANDE, ya sea una empresa como Penguin u otra del rubro.
–¿Ese esquema no limitaría la llegada de nuevas industrias, considerando que la ANDE ya tiene contratos 1.300 MW?
–(Fernández): ¿Para qué seguir destinando energía a industrias que no generan el desarrollo económico esperado? La demanda energética de estas industrias creció cerca de un 50% en los últimos años, pero eso no se tradujo en un crecimiento equivalente del PIB, que siguió en los valores normales de 4% a 6%. Tampoco mejoró la situación financiera de la ANDE pese al aumento en la facturación por este rubro. Por eso la pregunta de fondo es a quién destinamos un recurso hidroeléctrico renovable y de todos, si no se traduce en un beneficio país.
–Si la subasta favorece a quien ofrezca el precio más alto, ¿no convendría subir el tope en lugar de limitarlo a 700 MW?
–(Fernández): Podemos seguir haciendo licitaciones cada tres años y evaluar en cada una si hay margen para ampliar el cupo. Además, el precio de referencia debe ser atractivo para todos. Hoy la tarifa técnica de 44 dólares cubre los costos, pero cubrir costos no es ganar. Por eso proponemos un piso de referencia que cubra los costos de la ANDE y también la compensación por cesión de energía: cuando se entrega energía a las criptomineras, se deja de contar con recursos que el Estado usa para programas como Hambre Cero. Con ese piso, la ANDE queda cubierta, el Estado queda cubierto, y hasta podría destinarse una cuota adicional a infraestructura eléctrica o a otros planes, como apoyo a las pymes.
–¿Cuál sería esa tarifa base?
–(Fernández): Planteamos al menos 44 dólares de tarifa técnica más 12 dólares de compensación por cesión de energía, es decir, 56 dólares, con posibilidad de sumar algo más. Para dimensionar la rentabilidad del negocio: hay industrias de criptominería que amortizan toda su inversión inicial en menos de tres años, algunas incluso en un año, y sus contratos con la ANDE vencen en 2027. Por eso la propuesta de contratos de 3 a 5 años, que dan un panorama claro: si una industria decide que no le conviene pagar más, simplemente se retira.
–(Mettel): El límite de 700 MW responde también a la seguridad energética. Si seguimos creciendo al ritmo actual, vamos a necesitar recurrir a fuentes de generación más costosas, y eso nos va a impactar a todos.
–Si se concreta la licitación, ¿sería solo para las industrias que ya están instaladas?
–(Fernández): Sería para todas, tanto las existentes como las nuevas. Hoy la demanda de este grupo ronda los 1.300 MW; el cupo de 700 MW obliga a competir, tanto a las empresas que ya operan como a las que quieran instalarse. Para que el precio refleje el valor real de la energía, la oferta debe ser menor que la demanda: si licitáramos 2.000 MW para una demanda de 1.300, el precio no reflejaría nada. Las empresas que ya están instaladas tienen ventaja porque ya amortizaron sus equipos y pueden ofertar mejor precio, pero la subasta solo cumple su función si el cupo es limitado.
Además, 700 MW es la carga que el sistema puede absorber sin comprometer su confiabilidad: una carga de 2.000 MW sobre un total de 5.000 sería disruptiva. La idea de fondo es no concentrar el aprovechamiento de los recursos hidroeléctricos en un solo tipo de negocio, sino distribuirlo entre los distintos sectores de la economía, incluidos aquellos que generan empleo y encadenamientos productivos más fuertes.
–¿Y cuál es la propuesta para el segundo grupo, el de industrias con mayor impacto en empleos, como Atome?
–(Fernández): Para las industrias con procesamiento real de materia prima y encadenamiento productivo, la propuesta es separar del pliego tarifario normal todo lo que corresponda a 220 kV y 66 kV. El pliego tarifario actual mezcla a estos grandes consumidores —pocos, pero de gran volumen— con los usuarios de media y baja tensión, y por eso su manejo suele ser político. Al crear un pliego propio para los grandes consumidores, con tarifa técnica reajustable cada 2 o 3 años, se retira del pliego que afecta a la generalidad de los usuarios residenciales. Si hay disponibilidad en el punto solicitado, se otorgaría como a cualquier consumidor normal, sin las aprobaciones ministeriales previstas en los decretos derogados.
–¿Con ese esquema, la tarifa para Atome hoy sería de 44 dólares?
–(Fernández): En las condiciones actuales, sí, sería equivalente a 44 dólares.
–¿Esto implicaría algún reajuste para los consumidores residenciales, que pagan una tarifa política?
–(Fernández): No en lo inmediato. Solo se separan del pliego general los consumos en alta y muy alta tensión (220 y 66 kV); la baja y media tensión seguirán bajo el tratamiento que decida el Gobierno. En el largo plazo podría haber algún reajuste, salvo que los excedentes generados por el grupo electrointensivo empiecen a subsidiar a los demás usuarios.
–¿Analizaron la posibilidad de que la tarifa de las industrias electrointensivas ayude a sostener la tarifa política residencial?
–(Fernández): Ese es justamente el objetivo: si se fija un precio por encima de la tarifa técnica para el grupo electrointensivo y el Gobierno decide destinar ese excedente a la ANDE, se estaría ayudando a sostener la otra tarifa. Pero eso depende de que exista margen, y hoy no lo hay: estas industrias están pagando exactamente el costo, ni más ni menos, lo cual explica por qué la ANDE no muestra una mejora financiera pese al aumento de su facturación.
–¿La UIA ya presentó esta propuesta al presidente de la ANDE o a alguna autoridad de gobierno?
–(Mettel): Le presentamos en nuestro conversatorio, con directivos de la institución presentes. Ahora estamos preparando un informe ejecutivo para presentarla formalmente a nuestras autoridades y hacerla pública, para que cualquier interesado pueda acceder a nuestra propuesta.
–¿Tuvieron alguna respuesta de las autoridades de la ANDE tras el conversatorio?
–(Mettel): Sí, tuvimos una reunión, y quedó pendiente una presentación de su parte hacia nuestra comisión. Tengo entendido que ellos también están trabajando en una propuesta de cambios.
–¿Cuándo debería empezar a aplicarse este esquema, considerando que los contratos de las criptomineras vencen el 31 de diciembre de 2027?
–(Fernández): Debería regir a partir del 1 de enero de 2028, una vez cumplidos los contratos vigentes. Hay que tener en cuenta también la negociación del Anexo C de Itaipú, que aún no está definida y que va a determinar la estructura de costos de la ANDE a partir de 2027, ya que la contratación actual está definida solo hasta 2026. Se espera que los precios bajen, pero también hay que considerar que el Acuerdo Operativo caduca en diciembre de este año, lo que podría obligar a la ANDE a contratar el doble de volumen. Para que la transición sea ordenada y sin implicancias jurídicas, tendría que aplicarse desde 2028: eso da tiempo a la ANDE para organizar su proceso licitatorio y a las industrias para prepararse. Lo ideal sería que la licitación esté adjudicada a mediados del año próximo.
–¿Qué información manejan sobre la licitación de venta de excedentes al Brasil, que quedó archivada?
–(Fernández): No tenemos información específica; sabemos que el expediente pasó al Equipo Económico y quedó ahí. Los precios ofertados eran insostenibles: la referencia autorizada rondaba los 10 dólares, y la mejor oferta fue de 21 dólares, que no llegó a aprobarse para su importación. Fue, además, un proceso improvisado: no puede lanzarse una licitación sin definir toda la cadena de costos y autorizaciones que implica ingresar energía al mercado brasileño.
–¿Pero los actores no estaban habilitados?
–(Fernández): Una cosa es la habilitación y otra las reglas de la operación en sí. Hoy existen reglas claras para la venta a ENBpar, que luego comercializa a los distribuidores: cuánto se cobra por el uso de la conversora, cómo se prorratea la potencia. Para una venta directa al mercado libre brasileño esas reglas todavía no están definidas, y esa incertidumbre se traduce en precios bajos, porque el comprador necesita margen para cubrir el riesgo. Lo correcto sería definir primero esas reglas y recién después licitar, con el riesgo reducido al mínimo.
–Si la negociación del Anexo C se cierra sin definir esas condiciones, ¿la posibilidad de vender excedentes al mercado libre brasileño quedaría en la práctica sin efecto?
–(Fernández): No necesariamente sin efecto, pero cuanto más incertidumbre haya en la cadena del negocio, más bajo será el precio que ofrezca el comprador.
–¿Quién debería definir esas condiciones?
–(Fernández): Debería quedar establecido en la propia negociación del Anexo C, para que tenga un respaldo superior a la normativa interna brasileña, que puede cambiar de un día para otro. Solo con esas reglas claras —qué se paga, a quién y en qué proporción— se reduce el riesgo y se puede negociar un mejor precio.
–La ANDE ya había intentado antes licitar bloques de energía y esos procesos fracasaron. ¿Saben por qué no avanzaron?
–(Fernández): No tenemos esa información. Eran expresiones de interés que no llegaron a definir, por ejemplo, un precio de referencia mínimo. Son instrumentos perfectibles: hay que fijar reglas claras, incluyendo que no se adjudicará por debajo de un precio determinado, que además no debería limitarse solo al costo de la ANDE.
–¿Este modelo que proponen se aplica en otro país?
–(Fernández): No tenemos conocimiento de que así sea. La situación energética de Paraguay es distinta a la de otros mercados: es uno de los pocos lugares con superávit de energía renovable. Lo que sí observamos como tendencia global es que, superado el cupo disponible, quien quiera más energía debe ser autosuficiente. Vimos esa discusión en Brasil y también se plantea en Estados Unidos, aunque hasta donde sabemos todavía no se tradujo en hechos concretos, solo en debates. Si alguien quiere venir con su propia generación, no hay razón para negárselo, y en varios años esa infraestructura queda en el país.
–¿Alguna consideración final?
–(Mettel): Nuestra propuesta es el resultado de un análisis extenso del escenario que planteaban los decretos: precios, duración de los contratos y el daño que ese esquema iba a causar. Los decretos fueron derogados y confirmaron que estaban mal. A partir de ese análisis definimos cómo continuar de aquí en adelante, para que no se repita la misma situación.
Recurso de todos
Un recurso nacional, el hidroeléctrico, de todos los paraguayos, debería traducirse en beneficios para todos los paraguayos.
No se puede crecer siempre
“No se puede seguir creciendo indefinidamente… vas a adelantar mucho más los requerimientos de nueva fuente de generación”.
No generan desarrollo
¿Para qué y por qué debemos seguir destinando energía eléctrica a industrias que no generan el desarrollo económico esperado?