La Privatización del Sector Eléctrico Venezolano (II): Beneficios y limitantes del sistema interconectado nacional

 

La Privatización del Sector Eléctrico Venezolano (II): Beneficios y limitantes del sistema interconectado nacional

Gustavo González Urdaneta

Miami 2 enero 2023

 

Un poco la idea de esta saga sobre la privatización, como ya se hizo en el primer artículo, es recordar y darnos cuenta de la necesidad de volver a considerar pautas y criterios desarrollados durante los cuarenta años de la democracia que aún siguen vigentes y que requieren revisión a la hora de estar pensando en una apertura a la participación privada. En esas cuatro décadas muchos fueron los documentos y articulos que se publicaron y que hace falta volverlos a traer a una discusión abierta. Tuve la oportunidad de ser miembro activo de los comités en los cuales se desarrollaron y firmaron los dos contratos de interconexión y gran parte de las ideas y temas a considerar son productos forjados durante la época en que se desarrolló el sistema interconectado actual. Poco se ha adelantado en los últimos 23 años.

 

La puesta en servicio del embalse y la planta de Gurí representó una fecha clave en la evolución de la industria eléctrica venezolana. Con la interconexión, el sistema eléctrico venezolano da un salto cuantitativo y cualitativo. El aprovechamiento de los recursos hidrológicos del Caroní crea las condiciones para atender un crecimiento sostenido de la demanda con una energía abundante y barata. Pero, a la vez, el tendido de redes de alto voltaje que lleva la energía del Caroní a todo el país va creando por primera vez hacia un sistema nacional unificado donde no existían sino sistemas regionales incipientes. En lugar de tener muchos agentes actuando cada uno en su zona de influencia, se impone una visión de conjunto y la necesidad de definir de nuevo las relaciones entre todos ellos. Por esta razón, tenemos que volver a observar ese momento cuando por primera vez se planteó el problema-clave que ahora, frente a un proceso de privatización, vuelve a surgir y hay varias limitantes que aun, después de más de 50 años quedan por solucionar: ¿qué tipo de coordinación debe existir entre los actores de un sistema interconectado?

 

La economía venezolana tiene un elevado contenido energético, nuestra ventaja con respecto, por ejemplo, a la Unión Europea, es que nuestros recursos son abundantes considerando la cartera total de combustibles disponibles.  Sin embargo, el Mercado Eléctrico Venezolano (MEV) presenta ciertas características, en su oferta de electricidad que requieren particular atención a la hora de analizar la apertura al sector privado, por ejemplo:

 

1.Un alto componente hidráulico con un único embalse de regulación trianual;

2.El régimen especial de reserva, por parte del estado, del desarrollo futuro de los grandes recursos hídricos, Caroní, Paragua y Caura;

3.La dudosa contribución de un parte térmico con muy alta indisponibilidad y obsolescencia y muy ineficiente;

4.La dudosa competencia de las instalaciones térmicas futuras ante la actual incertidumbre del sector gasífero y la no existencia de un mercado libre de “energías primarias”; y por último

5.El desarrollo insuficiente de la red con grandes restricciones de transmisión que originan altos costos de generación con combustibles líquidos.

 

Estas características de la oferta de generación son la base de las reglas mínimas particulares que debemos considerar para diseñar el futuro de la seguridad del suministro, por ejemplo:

 

(i)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;

(ii)La confiabilidad del suministro a largo plazo requiere la presencia de unidades térmicas cuya función principal sea proveer reserva y disminuir el riesgo de racionamiento en años secos, debiendo crearse incentivos al respecto; y

(iii)El desarrollo de una red de transmisión nacional sin restricciones que a su vez minimice las necesidades de energía redespachada.

 

Hasta la fecha de la estatización total del Sector Electrico Venezolano (SEV), las empresas de electricidad usaban el sobreequipamiento como una forma de seguro, pasando el costo a los clientes y manteniendo también suficiente capital disponible para manejar las obligaciones financieras rutinarias.  Usar estos métodos tradicionales de la gerencia de riesgo para hacerle frente a un mercado competitivo y volátil de energía eléctrica es sin embargo el equivalente de apostar la casa en un negocio.

 

La interconexión entre varias empresas eléctricas suele generar los siguientes beneficios:

 

1.      Genera economías de escala, al permitir la construcción de plantas de mayor tamaño y más económicas;

2.      Mejora el factor de carga, los valles y los picos de las demandas se compensan, la curva se aplana y, por consiguiente, las inversiones necesarias para enfrentarlas.

3.      Reduce el volumen de la Reserva necesaria (capacidad de generación excedente para hacer frente a necesidades de mantenimiento, fallas y contingencias) y, en consecuencia, las inversiones requeridas en generación.

4.      Permite una operación optima económica de los medios de generación (mezcla óptima entre hidroelectricidad, generación a gas, fuel-oil, o carbón). Estos beneficios redundan en una muy significativa reducción de los costos

 

Una de las mayores fallas en las sucesivas políticas públicas de coordinación para el sector ha sido la incoherencia del sistema de precios y el fracaso de los sucesivos intentos para corregirlo. Nunca se ha logrado definir la necesaria curva de indiferencia gas/agua, aspecto clave de un sistema de menor costo. Ninguna reforma del sector, ni ningún mercado mayorista eléctrico, puede producir los efectos esperados si no existe una coherencia en la determinación de los precios tanto del gas, como de los combustibles líquidos y de la hidroelectricidad. La experiencia demuestra que no se trata de un problema fácil de solucionar, puesto que refleja la multiplicidad de los intereses en juego y de los centros de decisión dentro del aparato del Estado. No faltaron políticas sectoriales, pero sí la capacidad de unificarlas.

 

Además, la optimización del sistema interconectado no se podrá lograr sin una mejora significativa de las restricciones de transmisión, de suministro de gas y de disponibilidad de las plantas térmicas. Tareas nada sencillas, no solamente por el volumen de inversión requerido, sino por la tremenda resistencia del sector a los cambios, Para no mencionar sino el tema de la transmisión, la reforma institucional, por la creación de una empresa nacional transmisión, quedó paralizada a pesar de que en la Memoria del FIV 1998 se puede leer: "se puede resaltar como un logro significativo en este año las iniciativas de las empresas Cadafe; Edelca y Enelven para la conformación de la Empresa Nacional de Transmisión que a partir del primero.  de enero de 1999 tiene previsto el inicio de sus operaciones". Nunca se creó la citada empresa y es un elemento clave para la apertura de privatización en la generación y la distribución.

 

Queda por preguntarse si el Sistema Interconectado Nacional (SIN) ha alcanzado la estabilidad y sostenibilidad necesarias. Se han logrado muy buenos resultados en términos técnicos, pero ¿se ha logrado la sostenibilidad necesaria para este tipo de emprendimiento de largo plazo? A pesar de haber cumplido 54 años, el SIN padece varias debilidades que cuestionan su viabilidad económica y el requerido proceso de reforma del sector las hace aún más evidentes.

 

Cada época ha tenido su cuadro propio de restricciones de transmisión. Lo ilustraremos con la situación imperante en 2002 en la que únicamente el área metropolitana de Caracas, la isla de Margarita y la zona de Guayana estaban exentas de este tipo de problemas. Para el Occidente existía un nodo de congestión, pues cuando la línea de 765 kV no está disponible, podía presentarse racionamiento en horas pico de hasta 600 MW en Maracaibo. También existían otros nodos de congestión hacia los Andes, Falcon, los Llanos, en el litoral de Barlovento y en Oriente. Hoy en día el límite de exportación desde Guayana esta limitado a 8,000 MW principalmente por la alta indisponibilidad térmica en Centro-Occidente. Estos problemas afectan la confiabilidad del servicio y ocasionan racionamientos cuando la indisponibilidad de las plantas termoeléctricas

no permite contrarrestar el efecto de las fallas de la interconexión.

 

A los anteriores aspectos, hay que añadir un problema identificado desde hace algunos años, la determinación del precio del agua. Cuando los sucesivos gobiernos hablan de la optimización de los recursos energéticos del país, hablan más bien de la mayor sustitución posible del petróleo (bien transable) por la hidroenergía renovable y hoy en día no exportable. Para ellos, entre mayor sea la proporción de hidroelectricidad, mejor.

 

El conocimiento del “valor del agua” a nivel del sistema para cada horizonte de programación (anual, mensual, semanal y horaria) tiene un gran impacto económico para el país y, por lo tanto, es un problema de primera prioridad. Los ingresos en un ambiente competitivo deberán determinarse mediante estrategias de mercado que reduzcan los riesgos a través del balance adecuado entre contratos con Empresas de Distribución y Grandes Usuarios y su capacidad de pronóstico de la evolución de precios en el corto plazo.

 

El objetivo de la estrategia de descomposición propuesta es optimizar el “valor del agua” en el sistema a partir de la minimización de los costos de operación, en cada horizonte de estudio, y del análisis probabilístico del comportamiento de las afluencias. Dicha estrategia se implementa a través de la concatenación de los costos terminales del agua. El uso óptimo del agua se obtiene cuando se equilibran los valores presentes y futuros del agua.

 

Sin embargo, la estructura óptima de un sistema eléctrico nacional nunca podrá alcanzarse, por consideraciones técnicas en el caso particular de nuestro sistema, con un ciento por ciento de hidroelectricidad, sino que, por el contrario, se requiere de una mezcla de tecnologías y de fuentes energéticas para lograr, no sólo la mejor combinación económica posible, sino para cumplir con los criterios de confiabilidad y seguridad del sistema nacional.

 

Hay que tener en cuenta que el agua que se turbina también tiene un costo, debido a la alternancia hidrológica de años secos y lluviosos. Por su parte, las variaciones en la demanda generan periodos de punta, es decir, la necesidad de una capacidad de generación usada solamente algunas horas al día, por oposición a una capacidad usada de manera continua, para atender la demanda "base", o semicontinua (semi base):la estructura de costos de la energía hidroeléctrica la hace adecuada para suplir la demanda base y cuando existe agua excedentaria -la demanda de punta-, pero no para cubrir toda la demanda.

 

La "mezcla óptima" dista mucho de darle el monopolio a la energía hidroeléctrica, porque tiene que combinar, de una manera específica a cada momento, varias energías primarias y varias tecnologías en función de su estructura de costos. En 1993, se elaboró un modelo de optimización con base en la disponibilidad de agua a cinco años, bajo criterios de riesgos, lo que le dio a Opsis el instrumento técnico para determinar cada mes, semana, día y hora la cantidad de agua disponible y su valor, y así elaborar un despacho económico hidro/termo con orden de mérito.

Queda por dar el siguiente paso, la eliminación del doble precio de la hidroelectricidad (contratada y de sustitución), porque en un momento dado el agua tiene un valor único. Esta unificación del precio de la energía hidro permitirá eliminar la distorsión en la utilización del parque de generación, en detrimento de la hidroelectricidad, por lo cual el funcionamiento del sistema se alejó mucho del menor costo. Y también corregirá la distorsión existente en la repartición de los beneficios de la interconexión entre los actores, en detrimento de la antigua Edelca

 

Los modelos usados por Opsis a partir de 1993, le dan la capacidad técnica de determinar la mezcla óptima termo/hidro, pero la distorsión entre los precios incentiva las empresas a programar su despacho de manera bien diferente y Opsis no tenía capacidad jurídica ni peso político para imponerles su programación. Nada cambiará mientras no exista un verdadero despacho económico, con transparencia en la determinación de los respectivos costos.

 

La optimización del sistema interconectado no es solamente un problema técnico, sino directamente político. Edelca supuestamente tenía un enorme poder de mercado y sin embargo no lograba siquiera cubrir sus costos, por un nivel de ventas inferior a lo que sería una mezcla óptima, por precios insuficientes, por problemas de cobranza (deudas del sector público). Por otra parte, Elecar y Cadafe sabían aprovechar la situación, cada una según su lógica. Se puede hablar de comportamientos oportunistas, que el modelo institucional de la interconexión no tenía la capacidad de superar. Sin embargo, en esa época, el contrato de interconexión y sus incentivos no explicaban sino una parte del fenómeno, los otros nos remiten al sistema de precios, y a la falta de una política energética global y coherente.

 

“La privatización no significa nada si no se cuenta con el Estado de Derecho. ¿De qué vale privatizar si no se cuenta con seguridad sobre su propiedad o si no la puede usar como se quiere?” Milton Friedman

 

“Existen importantes precondiciones que deben ser satisfechas antes de que la privatización pueda contribuir al crecimiento económico. Y el modo en que se privatice cuenta mucho” Joseph Stiglitz