El estudio Ceare que proyecta la tarifa de Paraguay a 68 dólares
El estudio Ceare de la UBA proyecta la tarifa media de Paraguay de 49,2 a 68,6 US$/MWh al 2030. Qué revela sobre pérdidas y morosidad.
Detrás de los dos proyectos de ley que Paraguay discute desde el 13 de agosto hay un número que explica por qué se discuten: 68,6. Ese es, en dólares por megavatio-hora, el valor al que la tarifa media de la electricidad paraguaya debería llegar en 2030 según el estudio del Ceare, el centro de estudios regulatorios de la Universidad de Buenos Aires que el Banco Interamericano de Desarrollo financió para elaborar el plan de mejora de la gestión operativa de la ANDE. El informe, entregado en diciembre de 2025, es el diagnóstico financiero que puso los números sobre la mesa antes de que nadie hablara de ministerio ni de ente regulador.
En resumen:
- El estudio Ceare (UBA, con apoyo del BID) proyecta la tarifa media de la ANDE de 49,2 a 68,6 US$/MWh entre 2024 y 2030, un alza del 39,4%.
- El mayor ajuste es para la alta y muy alta tensión —la industrial y de data centers—: de 35,3 a 51,4 US$/MWh, un 45,6%.
- Diagnostica una ANDE con pérdidas totales del 26,5% en 2024 y una morosidad de particulares que tocó el 28,95% en 2023.
- Su insuficiencia de rentabilidad acumulada ronda los 1.800 millones de dólares en 2025, pese a que su carta orgánica exige 8% a 10%.
- Es el insumo técnico que precede al Ente Regulador de Energía: el punto 04 de la agenda de la misma Mesa del 13 de agosto que presentó los dos proyectos de ley.
El diagnóstico que puso los números sobre la mesa
El informe final del Ceare se titula “Plan de Mejora de la Gestión Operativa de la ANDE” y fue entregado el 17 de diciembre de 2025. Su objeto no era opinar sobre instituciones: era medir cuánto cuesta de verdad el servicio eléctrico paraguayo y compararlo con empresas de la región —la uruguaya UTE, las brasileñas Celesc y Cemig, las argentinas EPEC y EPESF, la chilena CGE y la costarricense ICE—. De ese benchmarking salió la conclusión central: la tarifa paraguaya está atrasada, y no por capricho, sino por una acumulación de costos que la ANDE viene absorbiendo sin trasladar al precio.
La proyección es concreta. Partiendo de una tarifa media de 49,2 dólares por MWh en 2024, el estudio modela un camino hasta los 68,6 dólares en 2030. El ajuste no es uniforme: golpea más al segmento de alta y muy alta tensión —el de las grandes industrias y los data centers—, que pasaría de 35,3 a 51,4 dólares por MWh, un alza del 45,6%. La baja tensión residencial subiría de 55,8 a 77,8 dólares, un 39,4%. La cifra intermedia de 68,6 es, además, la más citada desde entonces: apareció en la presentación que el entonces presidente de la ANDE, Félix Sosa, hizo en julio, y es el ancla de todo el debate tarifario que vino después.
Por qué el costo de generar ya no es tan barato
La razón de fondo del atraso está en la generación. El estudio ubica el costo de generación de la ANDE en 34,3 dólares por MWh en su escenario base, y la prensa que lo cubrió detalló el salto: en 2023 el costo medio era de 24 dólares por MWh, el más bajo de la comparación regional, pero subió a unos 28 dólares tras los incrementos de compra de energía a las binacionales —Yacyretá pasó de 22,60 a 28 dólares, e Itaipú de 16,75 a 19,28 dólares por kilovatio-mes—.
Ese dato desarma una creencia arraigada. Paraguay sigue teniendo la electricidad más barata de la región en términos relativos —la encuesta CIER de 2025 la ubica en 46 dólares residencial y 35 industrial, la más baja de trece países—, pero el margen se está cerrando. La matriz hidroeléctrica que hizo barata la energía es la misma que ahora ve subir el costo de su materia prima, porque Itaipú y Yacyretá renegocian tarifas al alza. El estudio Ceare no lo dice como una profecía, sino como una aritmética: si el costo de generar sube y no se traslada, la empresa que lo absorbe se descapitaliza.
Una ANDE con más pérdidas y más morosidad que sus pares
El diagnóstico de la operación es el capítulo menos cómodo. El informe registra pérdidas totales de energía del 26,5% en 2024, medidas sobre la energía neta entregada, y las atribuye en buena parte a las pérdidas no técnicas —las que no son físicas sino comerciales, incluido el hurto—, con un repunte desde 2021 que el propio informe vincula a “significativos indicios” de criptominería clandestina. En la comparación regional, las distribuidoras seleccionadas declaran pérdidas del orden del 15% (dato de 2019), muy por debajo de la ANDE.
La morosidad completa el cuadro. El índice de morosidad de consumidores particulares alcanzó el 28,95% en 2023, tras crecer de forma sostenida desde 2018; según los datos de la ANDE citados por la prensa, para 2025 había bajado a 18,79%, todavía muy lejos del 1% al 2,5% de incobrabilidad que reportan las empresas comparables. Y el capítulo financiero cierra con el número que mejor resume el problema: según el seguimiento de ABC Color, la insuficiencia de rentabilidad acumulada de la ANDE pasó de 468 millones de dólares en 2002 a unos 1.800 millones en 2025, pese a que su propia carta orgánica —la Ley 966 de 1964, en su artículo 88— le exige una rentabilidad de entre 8% y 10% sobre la inversión inmovilizada.
El puente entre el diagnóstico y la institución
La conexión entre el estudio Ceare y la reforma institucional no es casual: es la misma agenda. El sitio oficial de la Mesa Eléctrica Nacional lista el “Estudio CEARE” como el punto 04 de la reunión del 13 de agosto —la misma en la que el Ejecutivo presentó los dos proyectos de ley del ministerio y del ente regulador—, descrito como “análisis técnico y económico para avanzar hacia un sistema tarifario eficiente, transparente y sostenible”.
El vínculo conceptual es directo. El informe Ceare recomienda una “tarifa técnica de referencia” revisada periódicamente con costos eficientes; el proyecto del Ente Regulador de Energía institucionaliza esa lógica mediante una Revisión Tarifaria Integral cada dos años basada en “costos eficientes”. Dicho de otro modo: el estudio dice qué hay que corregir —una tarifa atrasada, pérdidas altas, morosidad crónica— y el regulador es el quién que debería corregirlo. Sin el diagnóstico del Ceare, el regulador sería una institución sin número; sin el regulador, el diagnóstico del Ceare es un informe más que duerme en un cajón.
Lo que el estudio deja abierto
El informe Ceare es un diagnóstico, no una decisión, y hay tres cosas que deliberadamente no resuelve.
Primero, la tarifa técnica única que el nuevo presidente de la ANDE, Miguel Báez, fue instruido a definir tras el relevo de Sosa a fines de julio. El estudio Ceare es un insumo ya existente; el estudio de Báez —un esquema tarifario por nivel de tensión, de 500 kV a 23 kV, para todas las industrias incluidas las nuevas— es un proceso aparte que prometió tener listo antes de fin de agosto y que, a la fecha de este artículo, no se ha publicado. No hay que confundirlos.
Segundo, la revisión del Anexo C de Itaipú. El propio Sosa advirtió al presentar el estudio que la renegociación con Brasil será determinante para el escenario de costos de generación. Una proyección tarifaria que depende del costo de comprar energía a las binacionales es, en parte, una apuesta sobre una negociación diplomática que aún no concluye.
Tercero, la criptominería. El informe vincula el repunte de pérdidas no técnicas desde 2021 a la minería clandestina, pero la serie de pérdidas de distribución que publica la prensa es decreciente —23,4% en 2023, 21,9% en 2024, 20,03% en 2025—, lo que sugiere que el control está mejorando, aunque desde niveles todavía altos. Distinguir pérdidas totales de pérdidas de distribución es clave para no leer mal el dato: el 26,5% del informe incluye la transmisión; el 20,03% de la prensa es solo distribución.
Conclusión
El estudio Ceare es el eslabón que faltaba entre la crisis de la ANDE y la reforma institucional. El ministerio y el ente regulador son la respuesta institucional a un problema que el estudio ya había cuantificado: una tarifa que debe subir un 39,4% para reflejar sus costos, una empresa con pérdidas del 26,5% y una morosidad que triplica la de sus pares. La Política Energética al 2050 ya había ordenado la institucionalidad para 2024; el Ceare le puso los números.
La pregunta incómoda que el estudio deja sobre la mesa no es si la tarifa debe subir —su propia aritmética dice que sí—, sino quién decide cuándo, cuánto y a qué ritmo, y si los sectores más pobres quedarán protegidos en el proceso. El informe recomienda explícitamente usar la tarifa social de la Ley 3.480 para blindar a los vulnerables. Que eso ocurra no depende del estudio ni del regulador: depende de que, cuando la tarifa empiece a subir, haya alguien con la autoridad y la voluntad de no descargar todo el costo sobre el más débil. Ese es el verdadero examen, y ningún informe lo aprueba por sí solo.
El debate completo sobre energía e institucionalidad está en el Observatorio de IA en Paraguay.
Fuentes
- CEARE-UBA — “Plan de Mejora de la Gestión Operativa de la ANDE”, Informe Final Integrado (17 de diciembre de 2025)
- Mesa Eléctrica Nacional — Agenda de temas de la reunión del 13 de agosto de 2026 (Estudio CEARE, punto 04)
- ABC Color — “ANDE: estudio internacional proyecta un aumento de la tarifa de hasta 45,6%” (Silvana Bogarín) (6 de agosto de 2026)
- ABC Color — “ANDE definirá este mes nueva tarifa técnica para Atome y todas las industrias que quieran venir” (4 de agosto de 2026)
- BACN — Ley 966/1964, Carta Orgánica de la ANDE
- BACN — Ley 3.480/2008 “Que amplía la tarifa social de energía eléctrica”
- La Nación — “Gobierno presenta proyectos para crear Ministerio de Minas y ente regulador eléctrico” (13 de agosto de 2026)
- ABC Color — “El descargo de Félix Sosa tras ser relevado de la presidencia de ANDE” (27 de julio de 2026)
- CEARE-UBA — sitio institucional (para el perfil del autor del estudio)
Artículo elaborado con la asistencia de inteligencia artificial y supervisado por el editor humano de muchotexto.net.
