El excedente efectivo de energía no supera el 46% y en potencia firme disponible el margen es aún menor: apenas 40% sobre la demanda máxima registrada de 5.122 MW en marzo de 2025. Ese margen se agotará entre 2030 y 2035 según todas las proyecciones serias del Banco Mundial, el BID, OLADE y consultoras privadas. Primero aparecerá déficit de potencia firme, que se puede adelantar en años de sequía severa y luego déficit energético.
Los modelos CMIP6 más recientes indican mayor variabilidad hidrológica, con años de abundancia alternados con sequías más frecuentes e intensas. Paraguay no importa energía hoy, pero lo hará mañana si no actúa.
La respuesta estructural no es construir otra represa binacional en 20 años ni seguir rezando por lluvia. Es abrir el sector eléctrico a la competencia privada manteniendo la propiedad pública de la transmisión y la planificación, modelo que Chile aplica con éxito desde 1990, Perú desde 1992, Colombia desde 1994 y Brasil entre 1995 y 2004.
La generación quedaría 100% abierta: cualquier inversor local o internacional podría instalar capacidad térmica, solar, eólica o de almacenamiento y venderla bajo contratos bilaterales o en el mercado spot. Chile pasó de 0 MW renovables no convencionales en 2008 a 18.800 MW en 2025 con inversión 100% privada. Perú multiplicó por diez su capacidad solar entre 2015 y 2024. La distribución se concesionaría bajo regulación de ingresos tipo RPI-X por 30 años, con obligación de reducción progresiva de pérdidas.
Cada punto porcentual que se baje equivale a 500 GWh anuales adicionales sin generar un solo kilovatio extra. Chile tiene hoy 5,2% de pérdidas totales y Perú 11,5%. La comercialización sería libre: el usuario final elegiría proveedor como hoy elige operadora de telefonía. Eso habilitaría contratos de largo plazo a precio fijo para industrias electro intensivas —hidrógeno verde, centros de datos, fertilizantes, aluminio— a 30-35 USD/MWh.
La transmisión y el despacho económico permanecerían estatales: ANDE conservaría la red de 500 kV, 220 kV y 66 kV, y el Centro Nacional de Despacho operaría el mérito económico horario. Los impactos son cuantificables.
Entre 2026 y 2035 se requerirán 12.000 a 15.000 millones de dólares de inversión, monto que con mercado abierto llegaría al 100% del sector privado, como ocurrió en Chile y Perú sin un dólar fiscal.
Reducir las pérdidas al 8% en diez años ahorraría 9.000 GWh al año, casi la mitad del consumo actual. El precio marginal de equilibrio entre 2030 y 2040 rondaría los 45-55 USD/MWh en condiciones normales, nivel similar al que hoy Brasil nos paga por Itaipú (aproximadamente 50 USD/MWh con compensación) y superior al que recibe Argentina por Yacyretá (28 USD/MWh base).
Con mercado libre, esa misma energía se negociaría al valor internacional de oportunidad. El país podría atraer entre 3.000 y 5.000 MW adicionales de demanda firme mediante contratos privados a 15-20 años. El mito de “vender las joyas de la abuela” no resiste el análisis: Itaipú y Yacyretá seguirán siendo 100% paraguayas en su 50% correspondiente.
Lo que cambia es quién construye la próxima capacidad y quién reduce las pérdidas de la distribución. Países que mantuvieron monopolios estatales verticales como Venezuela y Cuba terminaron con racionamiento y tarifas subsidiadas pagadas con deuda.
Países que abrieron generación y distribución como Chile, Perú y Colombia tienen hoy las tarifas industriales más competitivas de la región y redes modernas sin costo fiscal. Nosotros no necesitamos regalar nada. Necesitamos reglas claras, licitaciones transparentes y competencia. La decisión técnica es simple.
César Addario Soljancic (*). Analista de La Tribuna y asesor económico del presidente de El Salvador Nayib Bukele. Reconocido como El economista del año 2025.