¿Qué es lo que debemos saber y entender de la Crisis de Electricidad? (II) Costos y soluciones (GGU)

 ¿Qué es lo que debemos saber y entender de la Crisis de Electricidad? (II) Costos y soluciones

Gustavo González Urdaneta

Miami 26 diciembre 2022

 

¿Cuánto nos ha costado esa irresponsabilidad?

 

Como les mencionara en el artículo previo, según algunos expertos, durante los 20 largos años de revolución bolivariana se estima que se han “invertido” en el sector eléctrico venezolano más de 105 mil millones de dólares. Esto es equivalente a todo el PIB nominal de Ecuador durante el año 2019, el doble del PIB nominal de Uruguay en 2019 y 10 veces el PIB nominal de un país como Nicaragua. Según nos dicen, más del 65% de los 105.000 millones de USD parecen haber sido gastados después de decretada la emergencia eléctrica, en el año 2010 y solo sirvieron para el beneficio de algunos allegados a la alta burocracia estatal.

 

A modo de comparación, según cifras también ya citadas, el costo total de la inversión realizada en los 40 años de democracia (1958-1998) alcanzó a 46.857 millones de US$ y para 1998 el sistema eléctrico venezolano, con empresas públicas y privadas, era considerado el mejor de América Latina, con una cobertura del 97 por ciento de la población, excelente calidad de servicio, uso de tecnología de punta, solida robustez, estabilidad y confiabilidad. Hoy, en 2022, el sector es incapaz de atender la demanda de electricidad; pese a estar muy reducida por la crisis económica y la cuarentena. Solo en el periodo 1999-2009 se le asignaron 35.000 millones al sector eléctrico, es decir, 74.5% del gastado en cuatro décadas de democracia.

 

¿Y cómo se administró tal cantidad de dinero?

 

Debemos recordar que el Decreto de Emergencia del 2010, cuya justificación fue el fenómeno climatológico “El Nino”, dejaba abierta la posibilidad de que el Ministerio de Energía Eléctrica adoptara las medidas adicionales que estimase convenientes y, entre ellas estuvo la adjudicación directa de los proyectos. Una de las adjudicaciones más controvertidas fue la de 11 contratos para la construcción de plantas termoeléctricas en Venezuela durante los años 2009 y 2010. Una de las empresas iniciales favorecida no contaba con experiencia en la rama de electricidad ni de estudios de anteproyectos de ingeniería.​ Cuatro de los contratos fueron otorgados por Corpoelec, cinco por Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), negociados con Bariven, una división de PDVSA, y uno otorgado por Corporación Venezolana de Guayana (CVG). Lo triste es que tampoco se hizo una inspección adecuada de los suministros y muchas de las unidades de generación adquiridas eran unidades usadas.

 

Según el contratista, Derwick Associates, completó las plantas que le fueron adjudicadas entre el 2009 y el 2012, añadiendo 1.216 megavatios al sistema.​ La Comisión Mixta de la Asamblea Nacional para el Estudio de la Crisis Eléctrica cuestionó a la empresa sobre supuestos sobrecostes. Derwick respondió que su precio medio por megavatio fue 1,17 millones de dólares, lo cual, según la empresa, está dentro de los baremos internacionales. La capacidad actual de generación de dichas plantas se ha visto reducida significativamente. Se acusó a Derwick de que algunas de las turbinas instaladas eran usadas. La empresa respondió que únicamente el 20% de sus equipos eran usados y que todos estos habían sido puestos a 0 horas, achacó los fallos a la falta del mantenimiento requerido y declaró que, a pesar de ofrecer dichos servicios, no le fueron contratados. Según el informe detallado de la Asamblea Nacional y la opinión de algunos expertos, hubo sobre sobrecostos de tres a cinco veces los precios normales y la mayoría de las unidades eran usadas.

 

Otro ejemplo sería la central de Tocoma, cuya construcción se inició en 2007 y cuyo costo escaló de unos US$3.000 MM iniciales a unos US$9.365 millones para 2015 según el gobierno, sin que hasta ahora haya aportado ni uno solo de los 2.160 megavatios prometidos. La empresa brasileña Odebrecht obtuvo el proyecto de la Central Hidroeléctrica Tocoma en el 2007. Se encuentra en construcción (un 87.2%) y sin concluir, es el último proyecto de desarrollo hidroeléctrico en la cuenca del bajo Caroní, iba a generar 2.160 megavatios para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La fecha de inicio de construcción del proyecto data de marzo de 2007, y debía ser culminado en 2012. El asesor externo de la brasileña Odebrecht y representante del Consorcio OIV, no pudo explicar satisfactoriamente a los diputados de la Asamblea Nacional, cómo es que el proyecto tenía cuatro años de retraso cuando se le interpeló en el 2016 por lo que fue declarada responsabilidad política a varios exministros de energía eléctrica: Rafael Ramírez Carreño; Alí Rodríguez Araque; Jesse Chacón; Argenis Chávez; Nervis Villalobos y Javier Alvarado. En la actualidad las obras se encuentran paralizadas y la planta no genera energía. A simple vista, luce inapropiado incluir la finalización de Tocoma en el monto de inversiones considerado por la mesa de negociacion en México sin comprobar si será posible aprovechar su energía dado que ya existe una reserva rodante en Guayana de 2,300 MW que no se puede usar por los límites de transmision dada la carencia de generación termoeléctrica disponible fuera de Guayana.

 

¿Es posible la recuperación del sector y que monto de inversiones se requieren y cuánto tiempo?

 

En 1999 se paralizaron los planes de expansión en ejecución. En 2002 se congelaron las tarifas eléctricas. En 2007 las empresas eléctricas existentes fueron integradas en una sola: Corpoelec. Esta decisión se tradujo en un caos operativo, que agravó la crisis.

En 2008 la crisis se hizo evidente para todos: hubo cuatro apagones nacionales. A finales de 2009, Corpoelec impuso restricciones al consumo de electricidad, por la fuerte sequía y la indisponibilidad del parque térmico. En 2010 se decretó la emergencia eléctrica y se aprobó una Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico, socialista, que prohíbe la participación privada en el sector. La triste realidad detrás de los apagones de hoy y de todos los que quedan por venir, radica en que el sistema eléctrico nacional se ha tornado en completamente inviable y la gestión del estado ha fracasado

 

En estudios serios previos, desde hace más de dos años, se determinó que las necesidades de inversión para la recuperación global del sector eléctrico, léase generación, transmisión, distribución, supervisión y control y comercialización, eran alrededor de los 15.000 MM$, en un periodo de tres a cinco años y, hoy, es probablemente un poco más.

 

No es posible pretender que todo el problema eléctrico nacional se solucionará con la inclusión de nuevas unidades generadoras, con la instalación de medidores o con mejorar la gestión comercial, cuando se tiene una capacidad instalada de generación superior a los 35.000 MW para suplir una demanda de apenas 12.000 MW y aun así se tienen racionamientos diarios. En algunos sectores de la oposición se habla de posibilidades de conseguir financiamiento de entre el 10-20% de las necesidades requeridas, lamentablemente, con dichos montos apenas se podrán realizar las inversiones prioritarias que permitan, al menos, eliminar o reducir sustancialmente los racionamientos que se vienen efectuando principalmente en el centro y occidente del país.

 

¿Dentro de la crisis actual y a vista de las restricciones financieras existente, cuales seria las obras prioritarias?

 

Ante las posibilidades de conseguir financiamiento limitado para la recuperación de las diferentes áreas del servicio eléctrico se hace indispensable establecer una jerarquización para la óptima utilización de los limitados recursos disponibles. Es de todos conocidos las grandes necesidades de reforzamiento de las plantas de generación termoeléctricas en el occidente y centro del país, que a su vez afectan los límites de la transmisión desde Guayana al centro-occidente del país dado el extenso tamaño de la red troncal de transmision desde Guayana a Occidente por la falta de un soporte de generación en el centro-occidente que ayude al control de la tensión a lo largo de dicha red.

El sistema en la actualidad tiene instalados unos 35.000 MW, 18.000 MW de origen termoeléctrico y 17.000 MW hidroeléctrico, y la demanda de electricidad nacional pasó de 18.600 MW en el año 2013 a unos 12.400 MW en la actualidad de los cuales solo son atendidos unos 10.400 MW por lo que hay que racionar unos 2.000 MW en las puntas de carga.

La capacidad térmica disponible escasamente sobrepasa los 2.000 MW de los 18.000 MW instalados. Por otra parte, la generación hidroeléctrica del Bajo Caroní está limitada por la caída de la demanda de Guayana y por la capacidad de la Red Troncal ante la falta de soporte de generación térmica en centro-occidente. Lo anterior ha llevado a que existe una reserva rodante de 2,300 MW en Guayana que no se pueden usar.

En resumen, algunos especialistas consideran que se debería priorizar la rehabilitación de la capacidad de generación térmica en el centro-occidente del pais que, además de aportar flujo de energía a esta región cosa que no hace cualquier transmision a considerar, permitiría incrementar los límites de transmision desde Guayana. En particular citan, entre otros, que se deben incluir los ciclos combinados de Termozulia, los dos cruces aéreos del lago de Maracaibo en 400 KV, el refuerzo de la transmisión hacia el desarrollo Uribante-Caparo, la compensación serie de las líneas Yaracuy-Tablazo 400 KV (para aumentar en 400 MW la importación por la red troncal de transmision) y la compensación estática de las subestaciones San Gerónimo y La Arenosa 765 KV; así como los reactores para control de voltaje en la red troncal de transmision. Al incrementarse los límites de transmision desde Guayana podría usarse la reserva rodante disponible que no se está usando por la caída de la demanda industrial y podría considerarse la rehabilitación de algunas unidades de generación en Guri. Es imprescindible que un equipo de expertos determiné los costos y prioridades para la realización de dichas obras de forma de optimizar las relaciones costo-beneficio de estas.

Por otra parte, cualquier inversión que se vaya a ejecutar, vía cualquier mecanismo de financiamiento, debe ser justificada con estudios que comprendan un diagnóstico físico y funcional de los equipos que se vayan a rehabilitar/reemplazar, así como la evaluación técnico-económica de la inversión. El resultado definitivo de la inversión debe provenir de un proceso de licitación público y abierto con especificaciones y normativas claras para todos y cada uno de los oferentes.

 

El Grupo Ricardo Zuloaga y el Grupo Orinoco hicieron un Pronunciamiento Público recientemente ante la agudización de la crisis del sector eléctrico nacional que afecta a millones de venezolanos. En el cierre del mismo se indica que la solución de la crisis del sistema eléctrico pasa por cambios institucionales profundos: la ideología del régimen; un nuevo modelo económico que se aparte del rentismo y esté orientado preferentemente hacia el bienestar de los ciudadanos; un nuevo marco legal que promueva un modelo diferente de gestión del sector eléctrico basado en la eficiencia y transparencia y operado por un equipo de profesionales con sólidos conocimientos en la prestación del servicio y comprobada ética.

Igualmente señala, que es imperativo, incorporar la energía eléctrica como un elemento prioritario en la política energética del país. Dentro de los nuevos elementos de una política energética es necesario emitir una nueva Ley del Servicio Eléctrico, que permita la participación de los privados en todas las actividades relacionadas con el sistema, ya que la del 2019, que aún está en discusión, no es un mapa de ruta que sirva de guía y estímulo a la inversión privada.  En el mapa de ruta contemplado en la ley se deberá definir temas como la descarbonización de la matriz energética, la accesibilidad a la energía y la seguridad energética, la garantía del suministro; la visión de los retos del futuro; las tendencias sociales y de consumo del servicio; la gestión de clientes; la adaptación de las empresas al cambio y los desafíos en recursos humanos y en particular en el desarrollo de la industria del gas. Esta Ley deberá contribuir a generar un clima de seguridad jurídica que haga viable la consecución de las inversiones privadas necesarias. Finalmente, para implementar los cambios necesarios se considera indispensable la acción conjunta de un estado responsable y de una población consciente de sus derechos y deberes.

 

Una ley debe ser de sobria síntesis, un inequívoco mapa de ruta ante las opciones que se presenten en su Exposición de Motivos, todavía no conocida en el caso venezolano, exposición que caracterice la naturaleza de la actual tragedia del sector energía en Venezuela. La ley 2019 no es un mapa de ruta.  Esta ley no desanuda los problemas. Por ejemplo, es imperativo incorporar la energía eléctrica como un elemento prioritario en la política energética a futuro del país y en particular en el desarrollo de la industria del gas.    

 

“Las leyes injustas son la telaraña a través de la cual pasan las moscas grandes y las más pequeñas quedan atrapadas”. Honoré de Balzac

 “El poder tiende a corromper, el poder absoluto corrompe absolutamente.” Lord Acton

GGU