César Addario Soljancic, vicepresidente regional de EXOR Estructuradores

Su matriz limpia, combinada con un mercado competitivo y una infraestructura modernizada, atraería inversiones y posicionaría al país como un exportador de energía renovable. Sin embargo, el éxito depende de un marco legal sólido, una regulación efectiva y un compromiso con la transparencia y la protección del consumidor.

Paraguay genera el 100 % de su electricidad a partir de fuentes renovables, con Itaipú (14.000 MW) y Yacyretá (3.200 MW) como pilares de una capacidad instalada de 8.900 MW (ANDE 2025). Sin embargo, el 92 % de esta energía se vende bajo contratos bilaterales rígidos a Brasil y Argentina a precios regulados (USD 28-32/MWh), muy por debajo del valor de mercado en la región (USD 65/MWh en Chile, USD 85/MWh en Brasil spot 2024). La desregulación gradual del mercado eléctrico —iniciada con la Ley 6.910/2023— busca capturar esta brecha de valor mediante un mercado competitivo, posicionando al país como hub energético del Cono Sur. El modelo técnico propone tres fases: (i) mercado spot (2026) con liquidación horaria y nodo marginal (precio locacional); (ii) contratos forward (2027) vía subastas transparentes; (iii) integración regional (2030) con interconexión 500 kV a Chile vía Bolivia y gasoducto reverso. El ente regulador autónomo (ERSE, índice solvencia 120 %, capital mínimo USD 50 millones) garantizará competencia (índice Herfindahl-Hirschman < 1.800 post-desregulación) y eliminará pérdidas técnicas y no técnicas de ANDE (14,2 % → 8 % para 2028, modelo Perú). La inversión requerida: USD 3.800 millones hasta 2030 (BID), con TIR promedio 9,8 % en PPP 25-30 años.La infraestructura crítica incluye: (a) línea 500 kV Acaray–Villa Hayes–Puerto Casado (USD 1.200 millones, capacidad 2.000 MW adicionales); (b) gasoducto Norte (USD 1.800 millones, 1.200 km, capacidad 12 MMm³/día), que permitirá exportar energía sintética (hidrógeno verde) y mitigar riesgos hídricos (-1,2 % PIB en sequías extremas, simulación Monte Carlo BCP); (c) parques solares Chaco (2.000 MW, USD 1.400 millones, factor capacidad 28 %, LCOE USD 32/MWh). El modelo gravitacional (CEPAL) estima que un aumento de 1.000 MW en capacidad exportable genera USD 450 millones anuales en ingresos netos (elasticidad precio 0,68).El impacto macro es significativo. El FMI (Article IV 2025) proyecta que la desregulación elevaría los ingresos fiscales energéticos del 20 % actual al 28 % del total para 2030, liberando G. 2,8 billones anuales para inversión productiva. La IED energética respondería con elasticidad +1,4 (por punto de calificación crediticia), atrayendo USD 3.000 millones adicionales (Moody’s Baa3 estable). El PIB per cápita crecería 0,6 pp anual extra (modelo DSGE con canal exportador), reduciendo la pobreza estructural en 2,1 pp para 2035.El marco legal es clave. La Ley de Desregulación Eléctrica 2024 establece: (i) desvinculación progresiva de ANDE como generador (máximo 40 % mercado 2030); (ii) subastas reversas para renovables (mínimo 500 MW/año); (iii) tarifa social focalizada (USD 4,5/mes para 300.000 hogares vulnerables, error de inclusión 8 %). El regulador aplicará price caps dinámicos (basados en LRMC + 12 % retorno regulado) y cláusulas de revisión trienal para proteger al consumidor. La transparencia se garantiza con publicación machine-readable de datos de generación, despacho y precios (API pública, estándar XBRL).Comparativamente, Uruguay liberalizó su mercado en 1997 y hoy exporta 1.200 MW renovables a USD 75/MWh promedio, con pérdidas del 6,8 %. Chile, con mercado spot desde 1982, atrae USD 5.000 millones anuales en IED energética. Paraguay, con costo de generación USD 12/MWh (vs. USD 45/MWh regional), tiene ventaja competitiva estructural. El riesgo: captura regulatoria.

Solución: consejo directivo ERSE con 40 % miembros independientes, veto parlamentario a nombramientos y auditorías anuales por firma Big Four. El hub energético requiere integración física y normativa. El Mercado Eléctrico Regional MER (Paraguay-Brasil-Argentina-Bolivia-Chile) se lanzará en 2028 con protocolo de interconexión (estándar IEEE 1547) y clearing house en Asunción. El piloto 2026 con Brasil (500 MW spot) probará el modelo. El hidrógeno verde —producción 50.000 ton/año para 2030 vía electrólisis (costo USD 2,8/kg)— posicionará a Paraguay como exportador a Europa (demanda proyectada 10 Mt 2030, UE Green Deal).

La ventana es ahora: reservas internacionales 6,2 meses, deuda/PIB 32 %, grado de inversión. Paraguay no será solo el corazón hidroeléctrico de América: será su pulmón verde, su arteria de prosperidad, su faro de desarrollo sostenible. Con desregulación técnica, regulación blindada y visión regional, transformaremos megavatios en millones de empleos, en escuelas conectadas, en industrias 4.0. El futuro no espera.

Paraguay como Hub Energético Regional

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