Por: Nelson Hernández
- No
se trata de añadir más megavatios termicos, sino de recuperar los que ya existen y
complementar con renovables donde sea más eficiente.
En
la actualidad el sector eléctrico presenta un franco deterioro después de haber
sido referencia a nivel mundial y Latinoamericano. Un sistema que cuenta con
una fuerte capacidad hidroeléctrica, teniendo dentro de su infraestructura al Gurí, una de las mayores
represas del mundo, ocupando el 4to. lugar con sus 10000 MW de potencia.
Aunado
a lo anterior, Venezuela cuenta con una infraestructura termoeléctrica
alimentada con hidrocarburos (gas, diesel y fuel oíl) que ronda los 18955 MW,
para un total en el 2024 de 35000 MW[1]
Sin
embargo, con esa capacidad de
generación, el país sufre de una crisis eléctrica severa que se traduce en
continuos apagones a nivel nacional. La crisis es recogida en el grafico a
continuación.
La
grafica abarca un periodo de análisis de 1985 – 2024, y está compuesta por:
- Una linea de color
anaranjado
que pertenece a la capacidad total instalada de generación eléctrica
- Una linea de color
verde
que representa la demanda máxima del sistema más un 30 % (Dmax+30). El
margen del 30 % es una norma
prudencial usada en la industria eléctrica cuando la indisponibilidad es
incierta. En Venezuela, dadas las vulnerabilidades presentes, es un
estándar defensivo apropiado para conocer la resiliencia del sistema y
poder garantizar la continuidad del suministro eléctrico.
- Una linea morada
que muestra la capacidad operativa (CO) del sistema
- Una linea azul
(que se lee en el eje Y derecho), y que pertenece a la capacidad operativa
expresada en porcentaje
- El área entre las
líneas de la capacidad total y capacidad operativa, corresponde a la
capacidad no operativa (CNO)
- El área entre las
líneas de Dmax+30 y la capacidad operativa, representa la resiliencia del
sistema eléctrico
Por otra
parte, para una mejor comprensión de la evolución del sistema eléctrico
nacional (SEN), el periodo de análisis se ha dividido en 3 fases o etapas. A
continuación las características de estas:
·
Fase I — Expansión
hidráulica y estabilidad (1985 – 2002)
- Eficiencia alta:
% operativo creciendo hacia 70–80 %, lo sugiere un parque con buena
disponibilidad y mantenimiento.
- Cobertura con margen: CO ≥
Dmax+30% en gran parte del periodo implica
continuidad del suministro con baja probabilidad de racionamientos.
- Balance hidro - térmico: Dependencia
hidráulica sostenida pero con térmico
funcional; transmisión sin cuellos críticos recurrentes.
·
Fase II — Saturación y
vulnerabilidades emergentes (2003 – 2014)
- Instalada crece, operativa
desacopla: La capacidad total sigue
subiendo, pero el % operativo empieza a ceder: señal de
indisponibilidad creciente (mantenimientos diferidos, combustibles).
- Margen estrechándose:
Intermitentemente CO < Dmax+30%, el colchón de resiliencia se
reduce; el sistema se vuelve más sensible a contingencias N-1. Presencia
de apagones consuetudinarios se inician en el 2004
- Preludio de caída:
Pequeñas inflexiones anticipan el stress del SEN que se materializa en
Fase III.
·
Fase III — Caída
operativa y recuperación selectiva (2015 – 2024)
- Descenso abrupto de CO y %
operativo: Mínimos cercanos a 45 % de CO
indican indisponibilidad masiva.
- Coexistencia crucial: Los apagones
se intensifican, tanto en intensidad como en como en duración. Ocurre el
gran apagón nacional (07-
03-2019).
- Rebote parcial:
Recuperación hacia 60 % de CO que sugiere mejoras en mantenimiento/insumos,
pero sin volver a la robustez histórica. El margen sigue frágil en
eventos de punta o hidrología adversa.
Inferencias
analíticas y lecturas estratégicas
De la grafica se obtiene lo siguiente:
- Capacidad
instalada no es garantía: El
indicador determinante es CO vs Dmax+30%. El
gráfico
lo evidencia perfectamente.
- Elasticidad
de la demanda y reconfiguración del pico: La caída de Dmax+30% en Fase III refleja una caída de la actividad económica y/o gestión de la demanda. No
confundir alguna “resiliencia por menor demanda” con recuperación
estructural.
- Cuellos de
disponibilidad, no de potencia nominal: El descenso
del % operativo apunta a causas
técnicas/insumo-transmisión más que a falta de capacidad nominal. El foco
de políticas públicas debe ser disponibilidad y confiabilidad.
- Resiliencia
condicionada: Donde CO ≥ Dmax+30%, hay oportunidad de estabilizar
servicio y reconstruir confianza. Donde CO < Dmax+30%, priorizar rehabilitación y
gestión de contingencias para evitar racionamiento.
- Ventanas de
oportunidad: La recuperación selectiva sugiere
que un
paquete bien dirigido (mantenimiento crítico, combustible seguro, N-1
en transmisión) puede convertir años venideros con
cobertura plena.
Implicaciones
operativas y de política
Resolver la crisis eléctrica requiere de un conjunto
de acciones holísticas de políticas públicas, operativas y tecnológicas, donde
debe dársele prioridad a la participación del sector privado en todas las fases
que conforman a la industria eléctrica. Dentro de estas se mencionan las
siguientes:
- Priorizar
disponibilidad sobre nueva capacidad: Rehabilitar
unidades y asegurar combustible gas tiene inmediatamente mayor retorno
económico y tecnológico que añadir
MW nominales. La recuperación sostenible depende más de la disponibilidad
de combustibles y líneas de transmisión, que de nuevos MW.
- Gestión de
contingencias y N-1: Asegurar que el sistema
resista la pérdida de una gran unidad/corredor sin caer por debajo de
Dmax+30%.
- Mantenimiento
y repuestos críticos: Actualizar programas de
mantenimiento diferido e inventario de repuestos para sostener el % operativo
>60–70%.
- Plan de
combustible y despacho económico realista:
Contratos firmes de suministro de gas/diésel que reduzcan la indisponibilidad
termoeléctrica.
- Generación
con renovables: Explorar la factibilidad técnica –
económica de instalación de capacidad nueva en renovables para áreas
aisladas o necesidades puntuales de la industria cibernética
Conclusión
El recorrido histórico del sistema eléctrico
venezolano revela una paradoja estructural: poseer una de las infraestructuras
más robustas de América Latina no garantiza estabilidad ni continuidad del
servicio. La gráfica presentada —con sus fases, márgenes y brechas— ilustra con
claridad que la potencia instalada es solo una parte del relato. Lo que verdaderamente define la resiliencia
del sistema es la capacidad operativa disponible frente a la demanda máxima más
un margen prudencial.
La caída del porcentaje operativo en la Fase III no solo refleja fallas técnicas o logísticas, sino también una pérdida de confianza en la gobernanza del sistema. El gran apagón de 2019 no fue un evento aislado, sino el síntoma visible de una fragilidad acumulada. Sin embargo, el rebote parcial hacia 2024 sugiere que hay ventanas de oportunidad: con mantenimiento dirigido, combustible seguro y gestión de contingencias, es posible reconstruir cobertura plena.
En este contexto, las energías renovables emergen no solo como complemento, sino como alternativa estratégica. En zonas aisladas, industriales o vulnerables, instalar capacidad solar o eólica puede ser más viable —económica y logísticamente— que rehabilitar unidades térmicas obsoletas o dependientes de combustibles escasos. Además, su modularidad y tiempos de implementación reducidos permiten reforzar la resiliencia territorial sin esperar grandes obras. Un sistema eléctrico sostenible no se define por una sola fuente, sino por su capacidad de adaptarse, diversificarse y garantizar continuidad bajo incertidumbre.
Esta retrospectiva invita a repensar las prioridades. No se trata de añadir más megavatios termicos, sino de recuperar los que ya existen y complementar con renovables donde sea más eficiente. La planificación debe centrarse en disponibilidad, confiabilidad y calidad del servicio. En ese sentido, el uso del indicador Dmax+30% como umbral estratégico es más que una fórmula técnica: es una herramienta de política pública que comunica urgencia, vulnerabilidad y posibilidad.
El sistema
eléctrico venezolano puede volver a ser referencia, pero solo si se reconoce
que la resiliencia no se mide en capacidad instalada, sino en capacidad
disponible. La diferencia entre ambas es donde se juega el futuro energético
del país.
ANEXOS
[1]
La capacidad hidroeléctrica no incluye la de la represa de Tocoma de 2160 MW (en
construcción). Por otra parte, la capacidad hidroeléctrica en el occidente
del país de 625 MW está incluida en el total nacional.
