Vía VeneEconomist
El gobierno activó su plan de ahorro de electricidad y agua por segunda vez este año y, el mismo día, prometió 4.800 megavatios de generación térmica para diciembre. La variable que ninguna de las dos medidas cuantifica: producir crudo consume entre 40 y 45 kilovatios-hora por barril, extraídos de la misma red que está siendo racionada.
El 2 de agosto, el gobierno activó su plan de ahorro de electricidad y agua por segunda vez este año, esta vez ante la previsión de un severo episodio de El Niño estimado entre agosto y octubre. El mismo día se comprometió a poner en marcha 4.800 megavatios de generación térmica antes de diciembre. Ambas medidas coexisten con una tercera cifra que ninguna de las dos menciona: la meta oficial de producción petrolera para finales de año requiere electricidad de la misma red que ahora se está racionando.
La electricidad que consume un barril
Producir crudo consume electricidad en volúmenes que rara vez entran en el debate público. El analista energético Nelson Hernández sitúa el índice de intensidad eléctrica de la red dentro del rango internacional de 40 a 45 kilovatios-hora por barril, y documenta el efecto concreto en Venezuela: cuando la producción subió de 823.000 a 988.000 barriles diarios durante el primer trimestre, el incremento requirió unos 300 megavatios adicionales del sistema público.
La concentración regional de ese consumo da la medida del problema. Según el mismo análisis, la industria petrolera en Anzoátegui y Monagas produce alrededor de 715.000 barriles diarios y absorbe el 54% de la electricidad disponible en esa región. El consumo petrolero y el residencial no son sectores independientes que compiten por un presupuesto: compiten por el mismo megavatio.
Aplicada a la meta oficial de aproximadamente 1,4 millones de barriles diarios para diciembre, esa relación implica una demanda eléctrica adicional del orden de varios cientos de megavatios por encima del nivel actual. Se trata de una estimación derivada de la relación observada en el primer trimestre, no de una proyección oficial: ninguna comunicación pública ha cuantificado ese componente.
La brecha entre la demanda y la generación
La cifra más firme del lado de la demanda proviene del propio ciclo económico. El consumo eléctrico alcanzó este año su nivel más alto en nueve años, por encima de los 15.500 megavatios, según informes del mercado. El Ministerio de Energía Eléctrica atribuye la tensión al aumento de las temperaturas, la mayor actividad económica, la insuficiente inversión en embalses y líneas de transmisión, y las restricciones de financiamiento y repuestos.
Del lado de la oferta, las estimaciones disponibles provienen de terceros y es mejor tratarlas como tales: Ecoanalítica calcula que la generación efectiva ha caído un 37% desde 2013, y diversos análisis del sector sitúan la disponibilidad real muy por debajo de la capacidad nominal instalada del país. El indicador operativo, en todo caso, no es la capacidad en papel sino el racionamiento: los cortes documentados en agosto alcanzan de cinco a seis horas al día en estados como Zulia y Aragua.
Desde la Asamblea Nacional, el diputado Henrique Capriles objetó que se solicite ahorro sin publicar el plan de contingencia ni el cronograma de cortes, un argumento que apunta al costo económico de la incertidumbre: los hogares, comercios, hospitales y productores no pueden planificar su actividad sin un horario. La objeción no es al ahorro; es a la ausencia de un cronograma operable.
La respuesta anunciada y su cronograma real
La meta térmica de 4.800 megavatios para diciembre se apoya en acuerdos con GE Vernova y la empresa argentino-estadounidense IMPSA, dentro de una secuencia que incluye un memorando del 15 de junio con GE Vernova por al menos 1 gigavatio a lo largo de 24 meses y un paquete anunciado el 17 de julio con la rusa INSA por 7.400 megavatios en cuatro años. Al 22 de julio, los contratos de GE Vernova aún se encontraban en fase de intercambio de borradores.
La rehabilitación térmica sigue un ciclo que la voluntad política no logra comprimir: requiere repuestos importados, combustible sostenido para alimentar la planta una vez encendida, y meses de ensamblaje y pruebas. Termocarabobo ofrece la referencia empírica más útil, porque no requiere proyecciones: la planta contaba con 600 megavatios, sufrió daños por el sismo del 24 de junio y, seis semanas después, opera con 300 recuperados.
El 3 de agosto, el encargado de negocios de Estados Unidos, John Barrett, recorrió el complejo de Guri con especialistas del Departamento de Energía de EE. UU., en coordinación con el Ministerio de Energía Eléctrica y Corpoelec, para una evaluación técnica que servirá de base para una hoja de ruta de modernización. La evaluación estuvo dirigida a la central hidroeléctrica que abastece cerca del 60% de la electricidad del país, mientras que el plan oficial prioriza la generación térmica. No se divulgaron hallazgos, cronogramas ni financiamiento asociado.
El Estado ya definió quién paga la brecha
La pieza regulatoria decisiva para cualquiera que evalúe una operación en el país no está en los anuncios de capacidad, sino en el reglamento de la Ley de Hidrocarburos emitido en julio: exige a los operadores generar su propia electricidad o contratarla de terceros. El Estado formalizó así que no garantiza el suministro a los campos y trasladó ese costo al inversionista, quien debe incorporarlo al gasto de capital antes de perforar.
Para la actividad industrial fuera del perímetro de los hidrocarburos, el marco es asimétrico: no existe tal obligación, ni tampoco un derecho a un suministro firme, por lo que el respaldo propio sigue siendo una decisión discrecional para cada operación. En ambos casos el resultado práctico es el mismo: la electricidad ha dejado de ser un servicio contratable y se ha convertido en un componente del capital inicial.
Indicadores
Tres elementos observables permiten evaluar la ejecución antes de finales de año, sin esperar al balance de diciembre:
- Termocarabobo: Restablecer sus 300 megavatios pendientes dentro del mes de agosto, tal como se anunció, mediría la capacidad de ejecución sobre un activo ya conocido.
- El resultado de la evaluación de Guri: Un documento con obras, montos y partes identificadas convierte la evaluación en un proyecto; sin un financiamiento con nombre y apellido, sigue siendo un levantamiento técnico.
- La relación entre producción y capacidad instalada: Si los volúmenes de petróleo siguen subiendo sin que se añadan megavatios efectivos al sistema, el consumo adicional se resolverá por sustitución: autogeneración en los campos o un mayor racionamiento en el resto de la red. Cuál de las dos opciones prevalezca es la variable que vale la pena monitorear para dimensionar el costo operativo de cualquier proyecto en el país.
