1. ¿Qué es la Ley 7599/25?
La Ley 7599/25 “De modernización del régimen que regula y fomenta la generación de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables no convencionales no hidráulicas” fue sancionada por el Congreso en noviembre del 2025.
Sustituye a la anterior Ley 6977/2023, que regulaba la generación de energía eléctrica a partir de fuentes no hidráulicas. Faltan numerosas y complejas reglamentaciones para su aplicación efectiva porque sin reglamentos no existe mercado, ni precios, ni contratos ejecutables.
2. Principales mejoras
En general, hace más atractiva la inversión por la mayor estabilidad legal y económica, pero hay que ser conscientes que en la práctica aún no hay condiciones efectivas para inversión, por falta del resto del andamiaje técnico-institucional para inversiones privadas, nacionales y extranjeras.
Citamos las modificaciones y novedades más relevantes:
- Extiende los plazos de las licencias y contratos de hasta 30 años, lo que da mayor previsibilidad y “bankabilidad” (financiabilidad bancaria) a los proyectos de ERNC.
- Define una nueva metodología para calcular la “Tarifa de Referencia ERNC”: será elaborada por la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), usando datos reales y antecedentes, en lugar del criterio previo basado en costo medio de generación.
- Introduce la figura del “gran consumidor” (demanda ≥ 30 MW), permitiendo por primera vez la venta directa de energía entre privados. Obviamente de 10 a 15 clientes posibles.
- Elimina la distinción entre generación “interrumpible” y “no interrumpible”, simplificando las categorías de proyectos.
- Establece un fideicomiso para administrar los recursos destinados a los generadores ERNC y permite acceder a incentivos fiscales, por ejemplo bajo régimen de zonas francas.
3. Tarifa de referencia ERNC: el punto más delicado de la Ley 7599/25
La Tarifa de Referencia ERNC la calcula y fija la ANDE, que es comprador único, operador de red, regulador de facto, empresa comercializadora y actor político al mismo tiempo. Esto, desde la perspectiva de un inversor a 30 años, constituye un riesgo estructural muy difícil de cerrar financieramente.
La Tarifa de Referencia ERNC, tal como está definida, es insuficiente y no genera confianza para inversiones a 30 años. La Ley abre puertas políticas, pero sin: regulador independiente, metodología tarifaria obligatoria, periodicidad fija, peaje regulado, arbitraje independiente, garantías de estabilidad, la figura del “gran consumidor” y la expansión ERNC privada siguen siendo potenciales, pero no operativas ni bancables. Para un modelo de financiamiento de proyecto (Project Finance), esto es una bomba de incertidumbre.
4. Otros déficits
4.1 Regulación independiente. En una industria como la eléctrica —con costos hundidos, CAPEX altísimo y periodos de retorno de 20 a 30 años— la regulación independiente, técnica y financieramente sólida es el factor principal para atraer inversión privada.
La regulación independiente proporciona:
- Neutralidad: evita que el comprador único (ANDE en Paraguay) sea juez y parte, garantizando reglas claras de juego.
- Transparencia: asegura metodologías tarifarias verificables, con criterios técnicos y económicos, no políticos.
- Previsibilidad: da confianza a los inversores de que las reglas no cambiarán arbitrariamente en el tiempo.
- Arbitraje: permite resolver conflictos entre generadores, consumidores y el sistema de manera imparcial.
- Protección del consumidor: equilibra el interés de atraer inversión con tarifas justas y sostenibles.
Elimina estos puntos de conflictos de interés: La ANDE define la tarifa, compra la energía, opera la red, fiscaliza y es actor político.
Al no existir un regulador independiente, no hay arbitraje, ni control metodológico, ni garantías de estabilidad tarifaria. En ningún mercado maduro esto está permitido. Brasil, Uruguay y Colombia cuentan con reguladores autónomos que aseguran transparencia y confianza.
4.2 Gobernabilidad corporativa. Reputación de gobernabilidad deficitaria: la ANDE, pese a ser una empresa estratégica con un giro anual de 2.000 millones USD, no cuenta con un directorio ni consejo de administración. El manejo es más semejante a un departamento del Gobierno antes que a una empresa autárquica y muchos menos a una corporatizada.
4.3 Tarifas no segregadas. Tarifas no segregadas (G–T–D): La ANDE aplica una tarifa única sin separar costos de generación, transmisión y distribución. Esto impide transparencia en la estructura de costos y oculta subsidios cruzados, afectando la capacidad de evaluar riesgos reales en contratos a largo plazo.
4.4 Elevedas pérdidas eléctricas. Altas pérdidas eléctricas (25–30%): Paraguay presenta pérdidas técnicas y no técnicas muy superiores al estándar internacional (8–12%). Este nivel de ineficiencia se traslada a la tarifa y aumenta el riesgo de descalce financiero, ya que los PIE terminan indirectamente absorbiendo el costo de esas pérdidas. La combinación de conflicto de interés, déficit de gobernanza corporativa, tarifas no segregadas y pérdidas elevadas hace que la Tarifa de Referencia ERNC carezca de la credibilidad necesaria para ser considerada bancable. Mientras no se cree un regulador independiente y no se reforme la estructura tarifaria de la ANDE, los proyectos ERNC seguirán enfrentando un riesgo sistémico que limita su financiamiento y atracción de inversión privada.
5. El consumidor libre
5.1 Falta tarifa de transmisión. Para que exista venta privada de energía (PPA privado) entre un generador y un gran consumidor conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN), es indispensable contar con:
- Una tarifa regulada de uso del sistema de transmisión (precio por kW o kWh para mover la energía por las redes de alta tensión). Una tarifa regulada de uso del sistema de distribución, si el cliente está conectado a media o baja tensión.
- Reglas claras sobre quién paga qué: el generador paga su conexión, el cliente paga su conexión, ambos pagan peajes por uso de redes. Sin esas tarifas, la “venta privada” queda técnicamente habilitada por la ley, pero inoperable en la práctica. Un Operador Independiente de la red eléctrica contribuye mucho a la confianza.
5.2 Umbral bajísimo. La Ley 7599/25, al fijar el umbral en 30 MW, reduce el mercado privado a un club de 10 a 15 empresas. Escaso mercado objetivo: la posibilidad de vender energía directamente a privados es casi simbólica. Para que los Productores Independientes de Energia (PIE) tengan un mercado atractivo y diversificado, debería: reducir el umbral a 5 MW o incluso 1 MW, incluyendo medianas industrias. Permitir agregación de demanda (varias empresas pequeñas que contratan juntas).
5.3 Falta operador independiente del sistema (ISO). 1. Situación actual. No existe un ISO (Independent System Operator) que garantice a los PIE que su energía será despachada y efectivamente recibida por el comprador.
Esto genera un riesgo de discrecionalidad: La ANDE puede priorizar su propia generación o limitar el despacho de ERNC por razones técnicas o políticas.
Implicancias para los PIE
Incertidumbre de despacho: el generador no tiene garantía de que su energía será tomada por el sistema, incluso si está disponible.
Riesgo contractual: sin ISO, el PIE depende de la voluntad de la ANDE para validar la energía entregada. Falta de arbitraje técnico: no hay entidad neutral que certifique inyecciones y retiros de energía.
Impacto financiero: los bancos consideran este vacío como un riesgo de “no entrega” que afecta directamente los ingresos proyectados. Toque de realismo. Crear un ISO es una tarea compleja y costosa para la que no tenemos ni gente ni dinero ni se justifica inicialmente. Nuestra propuesta es que el Departamento de Operaciones y Despacho de Cargas funcione como una unidad interna, operativamente independiente de la administracion general de la ANDE. Algunas vez, cuando se jusfitique, se crea el ISO que debería depender del Administrador del Mercado. Esto mejorará la percepción del inversor PIE.
5.4 Administrador del mercado eléctrico.
Etapa inicial: Administrador de Mercado.
Figura propuesta: empresa mixta público–privada, sin fines de lucro.
Funciones principales: registrar contratos (PPA regulados y privados).
Administrar transacciones de energía entre PIE, ANDE y consumidores libres.
Publicar precios, volúmenes y estadísticas con transparencia. Ser árbitro básico en disputas contractuales.
Ventaja: se crea institucionalidad mínima sin el costo y complejidad de un administrador de mercado completo, ISO incluido.
Gobernanza: participación de la ANDE, MOPC, PIE y grandes consumidores, con reglas de voto que eviten captura política.
6. Fideicomiso. Lo que se sabe y no se sabe
La ley crea un fideicomiso para administrar los recursos destinados a los generadores ERNC — lo cual busca mejorar la bancabilidad de proyectos e incentivar inversión privada. El diseño del fideicomiso en la Ley 7599/25 es un punto delicado porque, tal como está concebido, parece depender exclusivamente de los aportes de ANDE para pagar a los PIEs, en lugar de nutrirse de los ingresos de la reventa de la energía. Eso genera un círculo vicioso: el fideicomiso no es autónomo, sigue atado a la solvencia y gobernanza de ANDE. Pregunta específica es cómo funcionará el fideicomiso previsto en la Ley 7599/25 que “administra los recursos destinados a generadores ERNC”. Y concretamente si funciona como un mecanismo en el que ANDE deposita al “fideicomisario” los pagos a los generadores (como un escrow / cuenta bloqueada), de modo de garantizar el pago de la energía generada. La respuesta es: teóricamente sí, ese es el propósito declarado del fideicomiso — pero en la práctica los detalles operativos aún no están claros públicamente, lo que genera incertidumbres importantes.
Rol potencial del Administrador de Mercado como fiduciario
Administrador de Mercado mixto (público–privado, sin fines de lucro): Podría asumir la función de fiduciario, administrando los flujos de dinero entre PIEs, ANDE y consumidores libres. Recibiría directamente los pagos de los compradores (ANDE y grandes consumidores) y los distribuiría a los generadores. Esto le daría trazabilidad y transparencia a los ingresos, reduciendo el riesgo de discrecionalidad.
Regla de oro: un fideicomiso solo funciona si tiene ingresos automáticos, no discrecionales. Si depende de transferencias del Estado, pierde su eficacia.
7. Tarifa política. Riesgo de atraso en pagos al pie
Si la ANDE revende la energía adquirida a los Proveedores Independientes de Energía (PIEs) a un precio político — por debajo del costo económico real — se genera un riesgo estructural de descalce financiero. Esto no es un escenario teórico: ya ocurre hoy con los atrasos en pagos a contratistas, proveedores y, en ciertos momentos, incluso en los pagos a Itaipú. Ese patrón histórico es leído por cualquier inversionista como un riesgo de comportamiento (“behavioural risk”) propio del comprador (offtaker) ANDE, en este caso. Si ANDE vende barato lo que compra caro, el atraso en el pago de sus obligaciones no es un accidente: es una ley matemática.”
8. Eslabones que mejoran TIR y la atractividad
8.1 Servicios auxiliares. La prestación de servicios auxiliares y la integración de BESS (baterías de almacenamiento - Battery Energy Storage Systems) son el eslabón perdido (missing link) que haría mucho más atractiva la Ley 7599/25 para PIEs y financiadores. La ley define almacenamiento en el Art. 4 (inciso 36), pero no lo integra como actor remunerado en contratos ni tarifas.
Servicios auxiliares: qué son y por qué importan. Los servicios auxiliares son funciones que aseguran la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico, más allá de la simple entrega de energía. Incluyen: Regulación de frecuencia (respuesta rápida a desbalances).
Reserva rodante y de reemplazo. Control de tensión y soporte de reactivos.
Black start (arranque autónomo tras apagón). Flexibilidad operativa para integrar renovables variables. En mercados maduros (Chile, Colombia, España, California ISO), los PIEs pueden remunerar estos servicios mediante contratos o mercados específicos. Eso mejora la rentabilidad y diversifica ingresos.
8.2 Integración minihidro+FV+BESS
La ley excluye explícitamente la hidráulica (Art. 1), incluso minihidro. La integración de minihidroeléctricos con FV y BESS es una de las fórmulas más sólidas para aumentar la bancabilidad de proyectos ERNC en Paraguay. Esto es un error estratégico: los minihidro de pasada son renovables no convencionales en muchos países (Chile, Colombia, UE).
Lectura estratégica. Para PIEs e inversores, un proyecto FV + minihidro + BESS es mucho más atractivo: Menor riesgo de intermitencia. Mayor estabilidad de ingresos. Mejor percepción de riesgo país. Para ANDE y el SIN, significa más confiabilidad y menos necesidad de respaldo térmico. Para el país, implica diversificación real de la matriz y mejor competitividad regional. Habilitar minihidro de pasada como parte de ERNC y permitir su integración con FV+BESS sería un cambio pequeño en la ley, pero con un impacto enorme en la bancabilidad y atracción de inversión privada. Al excluirlos, se pierde la oportunidad de habilitar híbridos FV + minihidro + BESS, que son más bancables que FV puro.