La institucionalidad que falta

Uruguay resolvió algo que Paraguay todavía discute: la institucionalidad, quién pone las reglas, controla y supervisa cuando el generador ya no es solo el Estado.

Carlos Pombo, gerente general de UTE Uruguay (empresa eléctrica del Estado) durante 29 años, de visita en Asunción, lo explicó con una fórmula simple durante el conversatorio liderado por Horizonte Positivo y el CEAL capítulo Paraguay (Consejo Empresarial de América Latina): voluntad y decisión política, generación abierta a la competencia, transmisión y distribución bajo concesión, y un organismo técnico que reparte la carga sin depender de la coyuntura política. Paraguay no tiene ese árbitro.

Conviene no confundir dos organismos, aclaró Pombo, que suenan parecido pero cumplen funciones distintas. Uno es el operador de mercado: el que despacha, hora a hora, qué central genera primero según su costo, y calcula el precio técnico de esa energía.

El otro es el ente regulador independiente: el que audita esos costos, controla la calidad del servicio y arbitra entre generadores, distribuidores y grandes clientes sin depender del mismo actor que vende la energía. Ese segundo organismo es el que Paraguay todavía no tiene.

En la mayoría de los mercados eléctricos abiertos a la competencia (Brasil, Chile, Colombia, Uruguay) el precio no lo fija un decreto, lo fija una subasta.

El operador despacha primero a la central más barata y va sumando generadores por orden de costo creciente hasta cubrir la demanda; el costo de la última central que entra a cubrir esa demanda termina siendo la referencia de precio para todo el sistema, hora por hora.

Sin un ente regulador que audite ese cálculo de manera independiente, cualquier esquema de “cliente libre” o tarifa técnica que se negocie en Paraguay corre el riesgo de negociar a ciegas: sin un árbitro que certifique que el costo declarado es, efectivamente, el costo real.

Tarifas técnicas, no políticas

El otro nudo es el precio. En Paraguay esa tensión es un debate abierto. Especialistas del sector vienen insistiendo en que hace falta abandonar las “tarifas políticas” y pasar a tarifas técnicas que cubran costo real de operación, mantenimiento y expansión, con una regla previsible en el tiempo.

El propio esquema discutido para grandes consumidores, los llamados “clientes libres”, con contratos como el de la empresa Atome, muestra el punto de fricción: negociar un precio de mercado en un país sin ente regulador independiente es negociar sin árbitro; y en el caso de Atome, hasta con la intervención del propio Ejecutivo que le otorgó acceso y luego lo anuló vía decreto presidencial. ¿Seguridad jurídica en juego, falta de institucionalidad, intereses de por medio?

Uruguay resolvió parte de este problema, compartió Carlos Pombo, antes de abrir la generación al capital privado: ya tenía el organismo técnico funcionando cuando llegaron los primeros contratos. “Son organismos 100% técnicos, que, de acuerdo a determinados procedimientos, van determinando cuál debiera ser el costo o el precio del producto”, fijando incluso la tarifa al propio Ejecutivo, le guste o no, resumió el uruguayo. Paraguay, en cambio, negocia tarifas mientras todavía diseña quién las va a fijar.

Eficiencia pública

Hay otro argumento que explica por qué a Uruguay le resultó más fácil venderle seguridad a un inversor: cobra lo que factura. La morosidad de ANDE llegó a rondar el 29% de sus clientes hacia fines de 2023; y bajó a 24,5% en 2025, algo muy celebrado por la institución, pero ineficiente en comparación con lo ideal.

En mercados con cobrabilidad consolidada, la morosidad –en el caso de Argentina y Cammesa, el administrador de mercado mayorista– ronda apenas el 3%. Para un inversor que evalúa firmar un contrato de compra a 20 años, esa brecha no es un detalle contable: es una señal directa de cuán sólido es el flujo de caja que respalda la promesa de pago.

El apetito privado

El mecanismo uruguayo, explicó Pombo, ofrece una pista de cómo capitalizar ese apetito: contratos a 20 años con compra segura de energía por parte del Ejecutivo permitieron a cada generador financiar entre el 70% y el 80% de la obra con bancos multilaterales, sin poner todo el capital de su bolsillo.

El problema es de secuencia. Uruguay primero construyó el regulador y después abrió la generación. Paraguay abrió la generación y todavía no construye el regulador, quiere fijar un precio sin transparentar el mecanismo y las pérdidas siguen siendo altas. Una combinación que no ayuda, asusta y espanta el inversor y productor que depende de la energía para generar riqueza.

Con una matriz renovable en casi el 100% y una demanda industrial que, por primera vez, empieza a superar la oferta, Paraguay tiene los recursos que el vecino no tuvo para consolidar un eficiente sector energético, mucho más atractiva, según Pombo, que la posición de Uruguay.

Soberanía energética

Uruguay también sufrió antes de empezar su transformación. Durante décadas, buena parte de su gas y parte de su electricidad llegaban de Argentina, vía Salto Grande y los gasoductos binacionales, narró Carlos Pombo.

La soberanía energética, en los hechos, la tenía el vecino. En 2004 Argentina entró en su propia crisis de gas: la producción cayó, la demanda interna creció, y el Gobierno recortó las exportaciones comprometidas a Chile, Uruguay y Brasil para privilegiar el consumo doméstico.

Uruguay quedó con un contrato que el propio proveedor podía romper apenas necesitara ese gas. Cuatro años después, en la sequía histórica de 2008, el país tuvo que comprar petróleo y gas a Argentina y Brasil para cubrir casi el 70% de su demanda, con una factura que podía trepar a US$ 2.500 millones al año.

Esa doble experiencia, depender de un vecino que corta el grifo cuando lo necesita, y de una sequía que no da tregua, empujó a Uruguay a construir la matriz que hoy exhibe como modelo.

Los números hablan

Antes de ser un ejemplo, Uruguay tuvo que resolver un problema propio: dependía en un 94% de la hidroelectricidad y quedaba a merced de cada sequía. La reforma que arrancó en 1997, profundizada con los contratos de compra a privados desde 2010, cambió esa realidad.

En 2025, el 98% de la electricidad entregada al Sistema Interconectado Nacional fue de origen renovable (13.040 GWh en total), hidráulica (46%) y eólica (34%) como columna vertebral y la solar ganando terreno.

Operan más de 25 generadores privados. El país dejó de ser importador de electricidad: en 2025 exportó cerca de 1.000 GWh, casi todo a Argentina, e importó 600 GWh, con saldo a favor.

En marzo de este año, UTE fue autorizada a emitir Obligaciones Negociables por US$ 177 millones en el mercado de capitales, con plazos de hasta 25 años y el visto bueno del Banco Central, una señal de confianza que se logró con un marco regulatorio creíble detrás.

El modelo no está libre de crítica. UTE paga alrededor de US$ 600 millones anuales por los contratos firmados entre 2010 y 2018 con generadores eólicos. Es el precio, discutido puertas adentro, de haber comprado certidumbre a 20 años. Sin esta gestión, no habría los resultados que podría socializar con éxito, quien lideró por casi 30 años el mercado energético uruguayo.

Qué frena el cambio en Paraguay

El diagnóstico es simple: falta un ente regulador. Sin embargo, hay algo más estructural que un desacuerdo: una organización eléctrica de más de 60 años sin regulador y falta de institucionalidad (algo por lo que también pasó Uruguay y la receta fue voluntad política).

Hay, además, un costo político. Mientras la tarifa la fije el Poder Ejecutivo, sigue siendo una palanca electoral de corto plazo: subsidios, exoneraciones, guiños hacia el electorado. Ceder esa potestad a un organismo autárquico significa renunciar a esa herramienta. Probablemente el freno más poderoso y a la vez el más silencioso.