ANEXO BOLETIN RVER-7
NOTAS
SOBRE ESQUEMAS TARIFARIOS DE ENERGIA ELECTRICA
(*)
1.
INTRODUCCION
La energía eléctrica es fundamental
para el funcionamiento de un país y una Sociedad, como lo mencionó hace mucho
tiempo el Dr. Francisco Aguerrevere, ex presidente de La Electricidad de
Caracas, “países se han desarrollado sin
petróleo, pero ninguno lo ha hecho sin electricidad”.
El suministro eléctrico al nivel
nacional en Venezuela se hizo por particulares en la última parte del siglo XIX
y con fuentes renovables, antes de la explotación petrolera y del desarrollo de
la infraestructura industrial para producción de combustibles. El potencial
hidráulico, la biomasa y en pequeña medida el “mene” o “aceite de piedra”, eran
los recursos existentes para la provisión del calor y el alumbrado antes de la
puesta en operación del suministro eléctrico en Maracaibo y Caracas. Luego, ese adelanto se fue expandiendo a
otras ciudades y regiones en la nación. El servicio eléctrico llegó un poco
después por las empresas privadas en las principales ciudades del País con
redes eléctricas, habiéndose incorporado los hidrocarburos básicamente hacia la
exportación en los campos petroleros del Zulia, Falcón y del Oriente de
Venezuela y se desarrolló un sistema de generación eléctrica en la Costa
Oriental del Lago de Maracaibo para suplir la energía eléctrica de la redes de
distribución industrial a los pozos de producción de petróleo costeros y costa
afuera y a los campos residenciales de la naciente industria [1].
En general el precio de la energía
eléctrica está asociado al costo de los combustibles, a los equipos de
generación, transporte y distribución y a la operación y gestión, según la disponibilidad
de recursos naturales renovables y no renovables propios o importados. Las tarifas de energía se establecen entre los
productores y los organismos del Estado (Ministerios, Alcaldías, Congreso) de
forma tal que fueran de un precio asequible al Usuario, con bajo impacto en la
economía doméstica y que permita la rentabilidad al Operador para cubrir la
operación continua, segura y confiable y la gestión para la actualización y el
reemplazo en el tiempo.
El impacto de la escogencia de las
energías primarias es importante. Los países europeos y asiáticos en general
presentan una diversidad de fuentes tradicionales, como el Carbón Mineral, la
Hidroelectricidad y el Gas Natural, producidos o importados, y en la época
actual deben adecuar sus sistemas para cumplir regulaciones ambientales como el
COP21-2015. Los países de la América Latina productores e importadores de petróleo
deben buscar alternativas energéticas no renovables y renovables para
diversificar su matriz energética para cumplir las regulaciones ambientales del
COP21, reducir los costos por generación de energía eléctrica y alcanzar la
seguridad energética.
2. MEJORES
PRACTICAS Y LECCIONES APRENDIDAS SOBRE LOS PRECIOS DE LA ENERGIA ELECTRICA EN
VENEZUELA
2 2.1. Inicio Estable del SENV: Una vez establecido el Sistema Eléctrico
Nacional Venezolano en los años 1960, con la creación y operación de la
C.A.D.A.F.E. además de las empresas privadas existentes en la capital y las
regiones, y la creación de la CAVEINEL como órgano del sector, las tarifas
establecidas por los ministerios de Fomento y de Energía y Minas (antes MMH)
para clientes residenciales, comerciales e industriales, eran acordadas según
la región. Por ejemplo, al principio de los años 1970, la tarifa residencial de
la C.A.E.E.V. (luego Enelven) era de 0,07 Bs./kWh (1,63 cUS$/kWh) en Maracaibo,
mientras la de C.A.D.A.F.E. en los Andes era de 0,22 Bs./kwh (5,11 cUS$/ kWh). En tabla 1 dada a continuación, se muestran
los precios de la electricidad según el sector atendido y la empresa proveedora
(privada o
pública) en 1977.
Tabla
# 1: Precio promedio
por tipo de servicio en 1977 [2]
|
Sector
Empresa
|
Residencial cBs/kWh-(cUS$/kWh)
*
|
Comercial cBs/kWh-(cUS$/kWh) *
|
Industrial cBs/kWh-(cUS$/kWh)
*
|
Alumbrado
P. cBs/kWh-(cUS$/kWh) *
|
|
Privado
|
15,88-
(3.69)
|
28,82-
(6.70)
|
12,71-
(2.95)
|
-
|
|
C.A.D.A.F.E.
|
23,3-
(5.42)
|
32,4-
(7.53)
|
14,5-
(3.37)
|
14,0-
(3.25)
|
·
NOTA: 1 US$ = 4,30 Bs.
2.2. Perturbación en la Economía: Luego de la devaluación monetaria
del bolívar en febrero de 1983 en un 74 %, hubo reajustes del precio de la energía
eléctrica, agregando el CACE (ajuste por combustible), al pasar, de un factor
de 0,53 %/kWh en 1981, a uno de 6,51 %/kWh desde 1984, con un aumento general
del 40 % en la factura eléctrica residencial [1], para las redes con mayoría de generación
termoeléctrica, lo cual provocó protestas generales en las regiones y ciudades
de mayor demanda eléctrica, previo aumento general de los combustibles líquidos.
Las tarifas de venta al mayor de CVG-EDELCA a las empresas básicas establecidas
en Guayana y a las empresas distribuidoras como ELEBOL, a C.A.D.A.F.E. y La Electricidad de Caracas a
través del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) extendido desde los años 1970, eran
las más bajas del país y de la América Latina.
2.3. Análisis Estructural de la Energía: Luego de varios documentos de
Política Energética que no tomaban en consideración el Sistema Energético
Venezolano sino solamente el Negocio Petrolero, donde el precio de los
productos refinados en el mercado Exterior era de 40 veces el del mercado
interno, se integró en 1992 una Comisión de Energía y Minas del Senado de la
República, integrada además por dos ingenieros de amplia experiencia y
conocimientos en el área eléctrica, para realizar un análisis estructural de los
aspectos institucionales, la Política y la Planificación de la Energía,
para “permitir
la satisfacción de las necesidades sociales y económicas de la Sociedad,
proteger al medio ambiente y estimular la eficiencia y la conservación de la
Energía” [1]. Entre los retos y desafíos de la estrategia
energética planteada estaba el de los Precios de la energía en el
mercado interno, en Nivel y en Estructura, tomando en consideración el entorno,
en cuanto a una política social y económica, los procesadores del recurso y el
mercado internacional de energía, entre un costo marginal y un costo de
oportunidad; y el otro aspecto del Uso
de la Energía, en la Eficiencia, la fuente adecuada y la energización
selectiva, dentro del entorno de actividades de los usuarios, suministradores
de energía y de tecnología y del medio ambiente.
Desde la década de 1990 los precios
de la energía eléctrica seguían creciendo de forma progresiva y no por decreto,
pues también el precio de la divisa monetaria de referencia lo fue haciendo
mensualmente, variando la tarifa residencial en el lapso 1991-2001 de la forma
mostrada en la tabla 2 a continuación.
Tabla
# 2: Variación
Precios de la Energía Eléctrica Residencial Maracaibo 1991-2001
|
Año
|
Mes
|
Precio Unitario (1) (Bs/kWh)
|
Cambio
Oficial Bs/ US$
|
Precio Unitario (cUS$/kWh)
|
|
1991
|
Diciembre
|
0,94
|
57
|
1,65
|
|
1992
|
Diciembre
|
1,17
|
70
|
1,67
|
|
1993
|
Diciembre
|
2,72
|
85
|
3,20
|
|
1994
|
Diciembre
|
4,33
|
150
|
2,89
|
|
1995
|
Diciembre
|
5,50
|
195
|
2,82
|
|
1996
|
Diciembre
|
11,53
|
440
|
2,62
|
|
1997
|
Diciembre
|
22,28
|
530
|
4,20
|
|
1998
|
Diciembre
|
22,60
|
570
|
3,96
|
|
1999
|
Diciembre
|
29,28
|
650
|
4,50
|
|
2000
|
Diciembre
|
42,53
|
700
|
6,08
|
|
2001
|
Diciembre
|
51,31
|
750
|
6,84
|
Fuente:
Investigación propia, 2016
De la tabla anterior se puede ver que
mientras los precios de la energía eléctrica del año 2001 son 55 veces mayores
que en el punto de partida de 1991 en moneda nacional, a pesar de haber
aumentado el costo de la divisa US$ 13 veces, mientras en precios
internacionales hay una tendencia creciente de precios rentables del servicio
eléctrico desde 1997, hasta al máximo
del lapso en 2001, siendo de 4 veces el de 1991. Hasta 1996 los precios venían
subsidiados.
2.4. Una Revisión Tarifaria Incompleta: Esto hizo revisar las tarifas
eléctricas, que venían siendo solicitadas por la CAVEINEL desde 1997 y en 1998
hubo muchos obstáculos parlamentarios para su aprobación [1]. Fue en 2002 que se aprobó por los
ministerios de Producción y Comercio y de Energía y Minas, un pliego tarifario
bajo la Gaceta Oficial # 37.415, del
03-04-2002, con nueve (9) tipos de tarifas: tres (3) residenciales BT, tres (3)
comerciales/industriales BT, dos (2) comerciales/industriales MT y una (1)
industrial AT, tanto en consumo (kWh) como en demanda de potencia (kVA).
El pliego tarifario se aplicará a
ocho (8) empresas de suministro eléctrico al nivel en igual cantidad de
regiones geográficas del país y en la tabla 3 siguiente se mostrarán las dos
tarifas básicas de servicio residencial, la Social y la General.
Tabla
# 3: Pliego
Tarifario de Electricidad Residencial CADAFE/ENELVEN/ENELCO/ EDC/CALEV G.O. # 37.415-2002
[3]
|
EMPRESA
|
AREA
GEOGRAFICA
|
DESCRIPCION
|
TARIFA
RESIDENCIAL SOCIAL Nº 01
|
TARIFA RESIDENCIAL GENERAL Nº 02
|
|
CADAFE Y FILIALES
|
REGIONES
ANDINA, NOROCCIDENTE,
CENTROCCIDENTE,
SUR,
CENTRAL,
NORORIENTE
Y SURORIENTE
|
Tensión
|
120 V, 2 h, 60 Hz
|
240/208/120 V, 3h, 60 Hz
|
|
Pago Fijo (Bs.)
|
1.770
|
2.622
|
||
|
Límite kWh
|
200
|
200
|
||
|
Bs./kWh (sig. 200 kWh)
|
71,24
|
79,78
|
||
|
sig. 200 kWh
|
NA
|
89,52
|
||
|
sig. 200 kWh
|
NA
|
97,95
|
||
|
Consumo máx. 2 meses
|
200 kWh
|
500 kWh
|
||
|
ENELVEN / ENELCO
|
REGION
ZULIANA EXCEPTO MUNICIPIO SUCRE
|
Pago Fijo (Bs.)
|
2.500
|
5.000
|
|
Límite kWh
|
100
|
100
|
||
|
Bs. /kWh (sig. 200/500 kWh)
|
40,00
|
52,00
|
||
|
Bs. /kWh Resto
|
52,00
|
57,10
|
||
|
ELECTRICIDAD DE CARACAS/ LUZ ELECTRICA DE
VENEZUELA
|
Area Metropolitana de Caracas, Los Teques, Vargas,
El Avila
|
Pago Fijo (Bs.)
|
1.608
|
9.790,43
|
|
Límite kWh
|
200
|
200
|
||
|
Consumo máx. 2 meses
|
200
|
500
|
||
|
Bs./kWh Resto
|
160,79
|
99,10
|
||
|
Bs./kWh (sig. 300 kWh)
|
NA
|
78,96
|
De las empresas y áreas geográficas
mostradas arriba, se puede observar que para la Tarifa 1 Residencial Social, es
restrictiva en la mayoría de las regiones excepto en la región Zuliana,
pudiendo consumir hasta 600 kWh/mes, mientras que para la Tarifa 2 Residencial
General, no hay claridad en el máximo consumo de los clientes servidos por la
C.A.D.A.F.E. y filiales y la EDC/CALEV, al haber precios a los 600 kWh
suplementarios del límite en el primer caso, para dar un total de 800 kWh y al
mismo tiempo limitar el consumo máximo a dos meses a 500 kWh y para los
clientes de la EDC/CALEV es similar. En cuanto a los clientes de
ENELVEN/ENELCO, no hay límites de consumo en el pliego tarifario, siendo el precio
unitario promedio para un consumo de 2.500 kWh, de 55,80 Bs./kWh, un valor
ligeramente superior al precio unitario del 2001 mostrado en Tabla # 2. El precio de la energía en la referencia
internacional dependerá del aumento del costo de la divisa en los años
siguientes.
Desde el año de la emisión del Pliego
Tarifario General los precios de la energía eléctrica han debido ser
reajustados por el aumento del costo de la divisa monetaria US$ de un valor de
Bs. 2.110 al final de 2005. En 2006 el Gobierno Nacional hizo una fuerte
inversión de divisas para subsidiar las tarifas eléctricas y estatizó el
Servicio Eléctrico Venezolano adquiriendo ocho empresas privadas y creando la
CORPOELEC [1],
luego al final de 2007 hizo una reconversión monetaria quitándole tres ceros al
bolívar, creando el bolívar fuerte, bajando de forma constante el precio al
nivel internacional de la energía eléctrica, tal como se muestra en la tabla 4,
dada a continuación:
Tabla
# 4: Variación Precios
de la Energía Eléctrica Residencial Maracaibo 2002-2012
|
Año
|
Mes
|
Precio Unitario (1) (Bs/kWh)
|
Cambio
Oficial Bs/ US$
|
Precio Unitario (cUS$/kWh)
|
|
2002
|
Diciembre
|
56,36
|
1.160
|
4,86
|
|
2003
|
Diciembre
|
60,94
|
1.920
|
3,17
|
|
2004
|
Diciembre
|
65,89
|
1.920
|
3,43
|
|
2005
|
Diciembre
|
62,69
|
2.110,00
|
2,97
|
|
2006
|
Diciembre
|
62,69
|
2.150,00
|
2,92
|
|
2007
|
Diciembre
|
63,32
|
2.150,00
|
2,95
|
|
2008
|
Diciembre
|
0,0678
|
2,15
|
3,15
|
|
2009
|
Diciembre
|
0,0679
|
4,3
|
1,58
|
|
2010
|
Diciembre
|
0,0676
|
6,3
|
1,07
|
|
2011
|
Diciembre
|
0,1200
|
6,3
|
1,90
|
|
2012
|
Diciembre
|
0,0548
|
12
|
0,46
|
Fuente:
Investigación propia, 2016
Desde esa estrepitosa caída de los precios locales de la energía y fuera
de la rentabilidad que garantice un servicio eléctrico adecuado al nivel
internacional, desde la creación de la CORPOELEC, no ha habido señales de
rectificación del modelo de gestión del sistema energético y recientemente se
han anunciado aumentos importantes (alrededor del 500 %) en las tarifas
eléctricas que afectan notablemente los reducidos ingresos de los usuarios [4].
2.5. Resumen
de Mejores Prácticas Precios SENV [1]:
2.5.1.
En
el principio del establecimiento del servicio eléctrico urbano y rural se hizo
una organización comercial de la empresa estatal bajo la guía del Ministerio de
Fomento e Industria, antiguo ente promotor de la electrificación nacional,
luego de la provisión de las redes eléctricas nuevas y los contadores de la
energía de forma masiva, con tarifas planas para el sector residencial.
2.5.2.
Se
inició la cultura del uso racional del servicio como iniciativa personal de los
usuarios, en algunas regiones del país que no contaban con plantas con combustibles
líquidos de petróleo, antes de la puesta en servicio de grandes centros de
generación eléctrica.
2.5.3.
La
penetración de la energía hidroeléctrica de Guayana y de Los Andes hizo reducir
notablemente los costos de suministro eléctrico al Usuario a través de las
redes de transmisión y distribución de los centros poblados lo que permitió
mantener bajos precios de tarifas por un largo tiempo.
2.5.4.
La
diversidad de proveedores de energía eléctrica al nivel nacional estableció ventajas
competitivas para el establecimiento de
industrias en los municipios con mayores instalaciones de suministro eléctrico
y fuentes primarias con menores precios.
2.5.5.
En
el análisis estructural del Sector Energético Nacional hecho al principio de la
década de los años 1990 se planteó un nivel de precios de la energía en el
mercado interno entre un precio marginal y un precio de oportunidad, sin
embargo, esa década fue de inestabilidad política y de recesión económica.
2.6. Resumen
de Lecciones Aprendidas Precios SENV [1]:
2.6.1.
Luego
del arranque de los primeros centros de generación con fuentes renovables con
bajo costo de producción en Maracaibo y Caracas se introduce la generación
termoeléctrica con combustibles líquidos en los campos petroleros de la Costa
Oriental de Lago de Maracaibo, para uso de las empresas concesionarias la cual
se extiende a las comunidades adyacentes sin ningún costo, lo cual inicia la
cultura de la energía gratuita y de la morosidad.
2.6.2. El
bajo precio de la electricidad de origen térmico se debe a que los combustibles
líquidos en el mercado interno representaban una pequeña fracción del precio de
exportación y su costo de producción no se consideró al principio. Además
influyó la política democrática populista de la redistribución general de los
ingresos petroleros.
2.6.3.
Después
de los embargos petroleros de la OPEP aumentando los precios petroleros en los
años 1973 y 1979 no se aprobaron documentos de Política ni Planificación
Energética Nacional donde se establecieran precios, uso racional y medidas de
conservación de energía para el Sistema Energético Nacional, incluyendo
combustibles líquidos, gas natural y electricidad, sino puro Negocio Petrolero
(Política Fiscal).
2.6.4.
En
la etapa de crisis económica nacional por la devaluación del bolívar y de
expansión del Sector Energético Nacional se continuó manejando como primera
prioridad la generación de divisas a través del negocio petrolero y no se ocupó
del marco institucional del SEN como primera prioridad ni del crecimiento de
las pérdidas eléctricas de T&D.
2.6.5.
La
siguiente década a la conclusión del Sistema Interconectado Nacional con una
capacidad de alimentar todo el país con energía hidroeléctrica, no se hicieron
inversiones en adecuación del parque termoeléctrico, la inversión hecha en la
infraestructura del sistema de Transmisión no se convirtió en un ajuste de
tarifas eléctricas para hacer rentable y prestar un mejor servicio las empresas
privadas y públicas y se mantuvo en un nivel de tarifa subsidiada, por debajo
de los precios internacionales de la región Latinoamericana.
2.6.6.
La
aplicación de la Gaceta Oficial # 37.415 (2002) para nueve niveles de servicio
y siete empresas de suministro eléctrico impone una limitación de consumo
residencial general, en lugar de un programa de eficiencia energética para
reducción del consumo con incentivos, con unas tarifas que no permiten hacer
inversiones de capital para mejorar ni el factor de potencia ni la reducción
del consumo y de la factura eléctrica o de la sustitución de fuentes de energía
[1][8].
2.6.7.
La
reconversión monetaria nacional efectuada a partir de 2008 sin reajuste de
precios de energía eléctrica ni de gas ni combustibles líquidos redujo a mayor
velocidad los precios de la energía al detal al nivel latinoamericano, quedando
completamente fuera de las estadísticas internacionales.
3.
ANALISIS COMPARATIVO REGION AMERICA
LATINA 2000-2003
Este documento elaborado por la Unidad
de Planeación Minero Energética (UPME) del Ministerio de Minas y Energía de
Colombia y la Cámara de Grandes Consumidores de Energía y Gas de la Asociación
Nacional de Industriales (ANDI) de Colombia con la participación de la CAF
(Corporación Andina de Fomento), muestra la comparación de precios y usos
eléctricos en el Sector Industrial de diversos países latinoamericanos, dados en
la tabla # 5, a continuación:
Tabla
# 5: Precios de
Generación, Transmisión y Distribución Eléctrica al 2000 [5]
|
País
|
Generación (cUS$/kWh)
|
Transmisión (cUS$/kWh)
|
Distribución (cUS$/kWh)
|
Total (*)
(cUS$/kWh)
|
|
COLOMBIA
|
2.28
|
0.56
|
0.36
|
4.74
|
|
ARGENTINA
|
2.32
|
1.02
|
4.02
|
|
|
BRASIL
|
2.35
|
0.42
|
0.46
|
3.89
|
|
MEXICO
|
3.92
|
0.88
|
4.81
|
|
|
VENEZUELA
|
1.68
|
0.29
|
3.76
|
5.73
|
|
(GUAYANA)
|
1.68
|
-
|
1.68
|
|
(*)
Incluye impuestos y otros
En esta tabla destacan los altos
precios de distribución en Venezuela que hacen que el precio total sea el más
alto de la región, excepto por la energía vendida a través del SIN desde
Guayana como el más bajo para venta al mayor a clientes industriales de la
región. De los consumos per cápita reportados los más altos son el de Venezuela
(2.600 kWh/hab) y el de Argentina (2.100 kWh/hab).
El Uso de la Electricidad en el
Sector Industrial, los límites de potencia para acceder al Mercado No Regulado
(MNR), la Capacidad Instalada y la composición del parque generador al 2002, se
muestran en Tabla # 6 siguiente:
Tabla
# 6: Uso Eléctrico
Sector Industrial, Acceso al MNR de Energía, Parque Generación y Capacidad Instalada
al 2002 [5]
|
País
|
Uso Eléctrico (%)
|
Límites Potencia MNR (kW)
|
Parque Generación T/H (%)
|
Capacidad Instalada Total (GW)
|
|
CHILE
|
68
|
2.000
|
> 60 T
|
11
|
|
MEXICO
|
60
|
N/A
|
˃ 50 T
|
40
|
|
PERÚ
|
55
|
1.000
|
˃ 50 H
|
6
|
|
VENEZUELA
|
46
|
No definido
|
˃ 65 H
|
20
|
|
BRASIL
|
42
|
3.000
|
˃ 70 H
|
87
|
|
ARGENTINA
|
38
|
30
|
˃ 50 T
|
24
|
|
COLOMBIA
|
32
|
100
|
˃ 60 H
|
13
|
N/A:
No Aplica en México por no existir clientes libres
No
definido: Por ser mercado regulado en Venezuela, no permite la libre
negociación de tarifas, aunque la Ley prevé la existencia de clientes libres.
En cuanto a los precios de energía
eléctrica en Alta Tensión (˃ 57 kV) al 2003, la Tabla # 7 muestra los precios
en las etapas de Generación, Transmisión y Distribución y el total para el
grupo de países dados a continuación:
Tabla
# 7: Precios de
Energía al Mayor en Alta Tensión al 2003 [5]
|
País
|
Generación (cUS$/kWh)
|
Transmisión (cUS$/kWh)
|
Distribución (cUS$/kWh)
|
Total (*)
(cUS$/kWh)
|
|
ECUADOR
|
5.21
|
0.58
|
0.39
|
6.80
|
|
MEXICO
|
4.01
|
0.21
|
0.95
|
5.17
|
|
COLOMBIA
|
2.51
|
0.62
|
0.58
|
4.66
|
|
CHILE
(SING)
|
3.05
|
1.36
|
4.41
|
|
|
PERÚ
|
2.64
|
0.67
|
1.05
|
4.36
|
|
CHILE
(SIC)
|
3.34
|
0.37
|
3.71
|
|
|
BRASIL
|
1.77
|
0.21
|
0.97
|
3.00
|
|
VENEZUELA
|
2.25
|
0.22
|
2.47
|
|
|
URUGUAY
|
1.63
|
0.29
|
1.98
|
|
|
ARGENTINA
|
0.81
|
0.06
|
0.11
|
1.40
|
|
VE
(GUAYANA)
|
1.23
|
-
|
1.23
|
|
(*)
Incluye impuestos y otros
De la tabla anterior se observa que
los mayores precios de energía son de Ecuador, México y Colombia, mientras
Uruguay, Argentina y Venezuela (Guayana) los menores precios. Esta última ha
pasado a un precio menor debido a la devaluación monetaria (cambio de 1.600
Bs/US$) respecto a la anterior de 2000 (cambio de 700 Bs/US$ a diciembre),
siendo la más baja de la región aunque ha habido crisis hidrológicas fuertes en
2001-2002 [1].
Del caso venezolano se ha mostrado el
reciente pliego tarifario de la Gaceta Oficial # 37.415 del 03-04-2012, con la
estructura propuesta por el CNEE para Grandes Usuarios a partir de 5 MW, con
las tarifas siguientes [5]:
·
Demanda: 4.582,65 Bs./kVA (2.86 US$/ kVA)
·
Consumo: 35,15 Bs./kWh (2.20 cUS$/ kWh)
Para el Resto del País, las tarifas
establecidas son las siguientes:
·
C.A.D.A.F.E.,
tarifa SG-5 @ V ≥ 115 kV; 2.66 cUS$/kWh
·
ENELVEN/ENELCO,
tarifa SG-4 @ V ≥ 115 kV; 2.04 cUS$/kWh
Para los cargos de transporte de
energía eléctrica, la Resolución 089 a marzo 2003 establece lo siguiente:
·
ENELBAR; 0.17 cUS$/kWh
·
ENELVEN/ENELCO; 0.24 cUS$/kWh
4.
LA FORMACION DEL PRECIO DE LA ENERGIA
ELECTRICA: EXPERIENCIAS INTERNACIONALES Y EL MODELO BRASILEÑO
El Sistema Eléctrico Nacional
Brasileño está provisto en más de un 60 % de Energías Renovables,
principalmente Hidroeléctrica [5], siendo la hidrología el factor determinante, no
relacionado con los costos de producción. Los mercados de referencia son Europa
y el Reino Unido.
La formación el precio horario para
las centrales termoeléctricas (costos variables más altos) se hace a través del
precio medio diario basado en el precio de mercado de los combustibles, siendo
fundamental la eficiencia de las centrales para continuar la operación. Los
precios de mercado deben ser mayores que los costos de producción de la cadena
Generación- Transmisión- Distribución.
4.1.
Desventajas
del Modelo de Mercado de la Energía [6]:
· Estructural: El precio de la energía eléctrica es
más volátil que la tarifa cobrada. En mercados competitivos cualquier
diferencia en la oferta sobre la demanda, produce diferencia de precios. En
régimen tarifario por costo es igual a la diferencia de precio por
combustibles.
· Relación
Eficacia del Modelo
y la inexistencia del poder de mercado. En mercados competitivos el precio es
un dato.
· Falta
de señalización clara
para realizar inversiones en proyectos con
costos de producción que no se
encuentran vinculados al precio de la energía en el mercado.
Las Centrales Hidráulicas, Nucleares,
Eólicas y Solares FV presentan costos fijos altos, lo cual hace difícil el
aseguramiento de la factibilidad económica a través de la venta de energía en
el mercado spot, donde el valor del combustible influye considerablemente.
En Brasil:
·
Hay
una alta proporción de fuentes renovables, lo que significa menos tiempo de
operación de las centrales termoeléctricas.
·
Una
menor activación de las centrales termoeléctricas provocará precios de la
energía más bajos.
·
Se
impone la liberación del mercado de Generación y Comercialización. Las cadenas
de T & D siguen siendo monopolios regulados.
·
Mercado
Libre de Generación y Comercialización.
4.2. Mercados
Internacionales: En
Europa hay seis mercados (CWE-Europa Centro Occidental, NP-Europa del Norte,
Italia, España- Portugal, CEE-Europa Centro Oriental y Grecia). En el primer
trimestre de 2013 comercializaron 350 TWh. En la producción de Energía
Termoeléctrica (Carbón, Nuclear, Petróleo) es determinante el precio de los
combustibles. La reducción del precio de Energía Eléctrica respecto del precio
de los combustibles fósiles se explica por:
· Reducción
del valor de los derechos de Gases de Efecto Invernadero (EGI) redujo el precio
de la generación con fósiles.
·
El
aumento de la generación con energías renovables incluyendo la Eólica separó la
evolución del precio de la Energía Eléctrica.
·
A
2012 la energía eólica representa el 30,4 % del total de ERN, en la cual la
Hidráulica es del 54,1 %. Así, en 2013, el 23,5 % de la Electricidad producida
fue por ERN, ubicándose en Europa como la tercera fuente primaria de energía,
detrás del Carbón Mineral y de la dupla Nuclear/Gas Natural.
4.3. Sistema
Eléctrico de Alemania:
La Matriz Energética alemana está dominada en 2013 por las energías No
Renovables, con el 75,9 % en la producción de Electricidad y un 24,1 % por la
energías Renovables, siendo la participación de las fuentes primarias como
sigue en la tabla # 8 [6].
Tabla
# 8: Energías
Primarias en la Producción Eléctrica en Alemania 2013
|
Fuentes
No Renovables
|
%
|
Fuentes
Renovables
|
%
|
|
Total
|
75,9
|
Total
|
24,1
|
|
CARBON
|
44,9
|
EOLICA
|
8,5
|
|
NUCLEAR
|
15,4
|
BIOMASA
|
6,7
|
|
GAS
NATURAL
|
10,6
|
SOLAR-FOTOVOLTAICA
|
4,8
|
|
PETROLEO
|
1,0
|
HIDROELECTRICA
|
3,3
|
|
OTROS
|
4,0
|
RESIDUOS
|
0,8
|
Al primer trimestre de 2014, el 27,8
% de la energía producida en Alemania fue ENR de la cual 12,4 % fue Eólica.
Los precios del Mercado de la Energía
tienden a bajar (aunque no los costos), por el aumento de la participación de
las renovables, las Centrales Termoeléctricas operan por menos horas, lo que
amenaza el modelo de negocio de los Generadores Termoeléctricos.
4.4.
Sistema
Eléctrico de España:
En España las fuentes de energía se
clasifican en fuentes de régimen normal o tradicionales y fuentes de régimen
especial o renovables. Las primeras incluyen propias e importadas, según se
muestra en tabla # 9 a continuación [6].
Tabla
# 9: Energías de
Régimen Normal y Especial para la producción de electricidad en España a 2014
|
Fuentes
de Régimen Normal (Mercado) Total 62.635 MW
|
%
61,2
|
Fuentes
de Régimen Especial (Feed-in) Total 39.672 MW
|
%
38,8
|
|
GAS
GTCC
|
24,7
|
EÓLICA
|
22,2
|
|
HIDRAULICA
|
17,4
|
COGENERACION
|
7,0
|
|
CARBÓN
|
10.9
|
SOLAR
FV
|
4,3
|
|
NUCLEAR
|
7,7
|
SOLAR
TERMICA
|
2,2
|
|
PETROLEO
|
0,5
|
HIDRAULICA
PCH
|
2,0
|
|
|
|
TERMICA
|
1,1
|
Intercambios de Energía Francia-
España: Entre Enero y Abril del 2014 España exportó energía a Francia a bajo
precio (mercado spot), mientras el resto del año la importó de Francia. Las
tarifas feed-in implican mayores costos para el consumidor; el costo promedio
para el consumidor español fue más alto que el del mercado spot.
4.5. Participación
de ENR en el consumo bruto final de Energía 2012-2020 Unión Europea y Reino
Unido
Tabla
# 10: Participación de las ENR en la Europa de los 28 y el UK [6]
|
País
|
Objetivo 2012
(%)
|
Participación 2012 (%)
|
Objetivo 2020
(%)
|
|
UNION
EUROPEA
|
10,7
|
14,1
|
20
|
|
ALEMANIA
|
8,2
|
12,4
|
18
|
|
ESPAÑA
|
11,0
|
14,3
|
20
|
|
FRANCIA
|
12,8
|
13,4
|
23
|
|
PORTUGAL
|
22,6
|
24,6
|
31
|
|
ITALIA
|
7,6
|
13,5
|
17
|
|
UK
|
4,0
|
4,2
|
15
|
4.6.
Sistema
Eléctrico del Reino Unido (UK):
En los años 1990 fue el primer país en liberar el Sector Eléctrico. Los retos
actuales son
1.
Superar
el fin del ciclo de vida útil del parque termoeléctrico.
2.
Aumentar
la proporción de ENR en la matriz energética para permitir una reforma al
modelo actual.
La referencia de la comercialización
al mayor y el pool de energía impulsó los IPP (Productores de Energía
Independientes) y los precios anticipados y con la abundante oferta de gas
natural por el Mar del Norte. Este exitoso pool fue reemplazado en 2001 por el
NETA (New Electricity Trading Agreements), el mercado mayorista se concentró en
un solo mercado de energía sin un despacho centralizado. Se otorgó un fuerte
incentivo económico para la contratación de generadores y comercializadores y
se eliminaron los pagos de potencia. Solo se contrata la energía.
En el 2005 hubo una nueva reforma,
incluyendo a Escocia y el establecimiento del BETTA, motivado a:
1.
Es
posible que la regulación no proporcione un estímulo adecuado para facilitar la
sustitución de varias centrales de Carbón y nucleares.
2.
Los
compromisos asumidos ante la Unión Europea para reducir el nivel de emisiones
de GEI pueden o cumplirse de manera adecuada.
Para fines de 2015 se prevé
el desmantelamiento de las antiguas centrales eléctricas de carbón con una
capacidad de 12 GW (20 % Demanda Máxima). En 2016 se programó la desactivación
de las centrales nucleares más viejas (6,3 GW). Además el compromiso de
descarbonizar la economía y del mix de generación eléctrica, resultando:
· Contratos
por diferencias, de ERN + Nuclear a largo plazo, con garantía de precios
· Precio
mínimo del Carbono en el mercado es un indicador de
viabilidad económica de las
tecnologías.
· Mercado
de capacidad para asegurar la sostenibilidad económica de la generación
controlable que pueda activarse. Apoyará a la generación térmica.
4.7. Mercado
de Energía Brasileño:
Este se puede resumir en las características siguientes [6]:
· La
matriz de energía con baja participación de generación térmica y predominante
la Hidroelectricidad.
·
Entre
1980 y 1990 se propuso la liberación del mercado de energía.
·
El
Modelo de 2004 devolvió al Estado el papel de organizador del mercado de energía y asegurar la expansión.
· No
es un mercado diario de energía como en Europa. Es un mercado de contratos de
largo plazo, con optimización de costos y no a partir de la oferta de precios.
·
El
PLD (precio de liquidación de diferencias) es producto de la hidrología y no de
la interacción entre las preferencias de los consumidores y la estructura de
costos de los generadores.
·
No
tiene capacidad de autorregulación por los agentes de mercado.
· El
precio de corto plazo no proporciona las señales económicas adecuadas
para el
aumento y la disminución de la oferta y la realización de nuevas inversiones.
Hay una discrepancia sistemática
entre el PLD promedio y el costo promedio de la energía. El CMO o costo
marginal de operación dado mensualmente sirve de referencia para el cálculo de
índice de costo-beneficio (ICB) de la subasta.
La capacidad instalada del Parque
Térmico es de 24 GW (Disponible 22,2 MW). Para un CMO= 0, toda la carga es
atendida por la generación con costos fijos (Hidroeléctrica, Eólicas, Biomasa)
y las térmicas inflexibles y todas las plantas térmicas flexibles estará
inactivas.
Para un CMO= 1.05 R$/MWh, la
generación térmica flexible será de 15,4 GW promedio, dejando a las demás
plantas renovables (Hidro) con la obligación de generar 55,1 GW promedio. El
costo variable es de 79,27 R$/MWh. La variación del PLD será de 807,21
R$/MWh, entre 15,62 R$/MWh (abundante
agua) y 822,83 R$/MWh (grave sequía) [6].
Para presentar la información más
actualizada disponible del Sistema Eléctrico Brasileño, se presenta en Tabla #
11 la energía al 2012.
Tabla
# 11: Energía
Primaria para producción de Electricidad en Brasil al 2012 [7]
|
Fuentes No
Renovables
|
Fuentes Renovables
|
||||
|
Fuente
|
P (MW)
|
%
|
Fuente
|
P (MW)
|
%
|
|
TOTAL
|
22.947
|
19,0
|
TOTAL
|
98.026
|
81,0
|
|
GAS-GTCC
|
10.119
|
8,36
|
HIDRO
|
79.434
|
65,66
|
|
DIESEL
|
8.470
|
7,0
|
BIOMASA
|
9.993
|
8,26
|
|
VAP-PETRO
|
2.125
|
1,76
|
HIDRO-PCH
|
4.860
|
4,02
|
|
NUCLEAR
|
2.007
|
1,66
|
EOLICA
|
1.886
|
1,56
|
|
OTROS
|
226
|
0,19
|
OTROS
|
1.845
|
1,52
|
|
|
|
|
SOLAR-FV
|
8
|
0
|
Nota:
Es de notar que los Auto productores generan las ENR nuevas y otras energías
renovables y no renovables.
Reforma del 2004: El objetivo del Modelo de Mercado
Mayorista de Energía (MAE) fue para realizar inversiones en generación y el
nuevo modelo de comercialización de energía introdujo la contratación
obligatoria de certificados de energía como garantía por los consumidores.
Cada Generador recibe del MME un contrato de
garantía física en MW promedio, correspondiente a una parte de la carga que el
Sistema Eléctrico puede ofrecer.
Las empresas Distribuidoras están
obligadas a declarar al MME sus necesidades estimadas de energía para los
próximos 3-5 años, los cuales solo pueden ser atendidos por las subastas de
energía nueva.
Los contratos con los generadores
eólicos también fueron diseñados para volver altamente predecibles los ingresos
de los nuevos proyectos, basado en la generación esperada, por una empresa
certificadora.
Para las centrales termoeléctricas,
la metodología de cálculo es distinta, por los costos fijos (ROI) y la
administración y los costos variables del consumo de combustibles fósiles, con
la solución siguiente [6]:
1.
Transferir
la mayor parte de los costos y riesgos asociados al despacho para los
distribuidores.
2.
Remunerar
el generador con un ingreso fijo, independientemente del despacho.
3.
Pagar
con una renta variable proporcional al gasto en combustbles cuando existan.
4.8.
Conclusión:
1.
En
Brasil el PLD tiende a alejarse del costo de producción de electricidad incluso
en los promedios anuales y quinquenales, debido al parque energético existente.
2.
Se
hace imposible constituir un mercado energético a partir de un precio de corto
plazo con base en el PLD.
3. Incapacidad
del precio spot de producir por sí solo la señalización económica apropiada
para las decisiones de los agentes.
4. A
pesar de que los ingresos de los nuevos generadores se han
desvinculado del
precio marginal a corto plazo, el PLD es considerado un costo de
oportunidad importante para la energía
existente.
5.
OPORTUNIDADES
Y DESAFIOS PARA EL SENV
Con la descripción y análisis de las
experiencias nacional, internacionales incluyendo la brasileña sobre las
composiciones de los parques de generación eléctrica y la influencia sobre los
precios de la energía eléctrica, se consideran como oportunidades y desafíos
para el Sistema Eléctrico Nacional Venezolano los aspectos siguientes:
5.1. Reestructuración
del Sistema Energético Nacional:
El actual Sistema de Energía de Venezuela, con una matriz basada en
Hidrocarburos (Petróleo & Gas), Carbón Mineral y ERN (Hidroelectricidad,
Biomasa), provee las necesidades de Electricidad y Calor, de combustibles
gaseosos, sólidos y líquidos para los Sectores Industrial, Comercial,
Residencial y Transporte bajo unas condiciones de restricciones operacionales y
organizativas, de ineficiencia en el uso (energía no usada, pérdidas de
T&D) y de baja viabilidad financiera, con precios de la energía por debajo
del costo de producción al punto de entrega, por una política sectorial
redistributiva (populista) de los abundantes recursos naturales energéticos (petróleo,
carbón, electricidad) destinados a la exportación, requiere de una
restructuración a corto término, bajo un Consejo Nacional de la Energía de alto
nivel, para cumplir los objetivos siguientes:
5.1.1.
Reestructurar
la organización de los Ministerios de Energía y Petróleo y de Energía Eléctrica
para que sean centros de alta competencia en la aplicación de las políticas,
leyes, reglamentos, planes, estudios y acuerdos en el aseguramiento energético
nacional, incluyendo la creación de un Centro
de Estudios e Investigación de la Energía relacionado con el Sistema
Nacional de Ciencia y Tecnología y no simples oficinas de ministerios y
viceministerios a la orden de los caprichos del Presidente de la República [1].
5.1.2.
Actualizar
los documentos de Política nacional de la energía, de política y de programa de
conservación y de eficiencia de energía, de Ley de Servicio Eléctrico, y de
política de precios de la Energía, basados en: 1) Permitir la
satisfacción de las necesidades humanas de progreso y de superación de la
sociedad venezolana. 2) Aseguramiento
de la Sustentabilidad Ambiental. 3) Implantación de la
Cultura de la Eficiencia y Conservación de la Energía. [1]
5.1.3.
Elaborar
un plan prospectivo a mediano (10 años) y largo plazo (20-25 años) para
asegurar el suministro de energía nacional de los desarrollos mineros,
industriales, agro-industriales, urbanísticos, tecnológicos, de Salud y
Educación, previstos en el Plan Nacional, la actualización de los inventarios
de recursos energéticos renovables y en conjunto con el ministerio del Ambiente
y Cambio Climático.
5.2. Desconexión
del Negocio Petrolero del SEN:
La organización de la industria petrolera y gasífera nacional, incluyendo las
áreas de Operaciones de Producción, de Refinación, Transporte, de Mercadeo y Comercialización, deben estar
bajo la coordinación del ministerio de Industria y Comercio o de Industrias
Básicas el cual será un centro de alta competencia y de importancia conectado
con el Mercado Nacional, con las empresas bajo la coordinación del Ministerio
de Petróleo y Electricidad y con empresas industriales no energéticas y del
Mercado Internacional, con clientes de la región americana y los demás
continentes para refinación y compra/venta de petróleo y sub-productos, cumpliendo los objetivos
siguientes:
5.2.1. Actualizar
la política del Negocio Petrolero en función de proveedor nacional e
internacional de productos básicos y manufacturados bajo altos estándares
internacionales, recuperando la competitividad que tenía la anterior empresa operadora
PDVSA, con la posibilidad de ser una empresa de capital mixto o privada y dando
espacio a otras empresas operadoras privadas nacionales dentro del sector de la
industria petrolera.
5.2.2.
Actualización
del cuerpo de leyes que rigen la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos,
incluyendo el coque metalúrgico y los bitúmenes de la faja petrolífera del
Orinoco [1].
5.2.3.
Relanzar
la industria de Refinación y Manufactura de productos petroleros y
petroquímicos en alianzas con empresas internacionales que proveen la
tecnología, que puedan competir con productores no tradicionales emergentes en
base a calidad y precios y provea las necesidades del mercado interno.
5.3. Reestructuración
de los Centros de Generación Eléctrica existentes y nuevos según la eficiencia: El parque de generación Termoeléctrica
e Hidroeléctrica adquirido y puesto en operación desde los años 1970 debe ser
evaluado técnicamente por Comités Técnicos multidisciplinarios de alto nivel
según el tipo y ubicación, de la forma siguiente:
5.3.1.
Las
unidades de generación termoeléctrica en Centrales a Vapor según sus parámetros
de eficiencia y emisiones de gases de CO2 y su cercanía a centros
poblados actuales deben ser reubicadas o desincorporadas definitivamente.
5.3.2.
Las
unidades de generación termoeléctrica en Centrales a Gas ciclo simple según sus
parámetros de eficiencia y emisiones de gases de CO2 deben ser usadas
para demanda pico o incorporadas a un sistema de ciclo combinado para uso de
vapor.
5.3.3.
Las
unidades de generación termoeléctrica en Centrales a Gas ciclo combinado deben
ser evaluadas para una eficiencia mínima según los años de operación y los
combustibles líquidos en uso y sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)
a la atmósfera.
5.3.4.
Las
unidades de generación hidroeléctrica con turbinas del tipo Pelton, Francis o
Kaplan deben ser evaluadas según sus parámetros de eficiencia y de
confiabilidad acumulada y establecer un valor de referencia para aceptación o
desincorporación.
5.3.5.
Las
unidades de generación distribuida con motores de combustión interna o Diesel
deben ser reubicadas a los sitios donde no existan redes de transporte de
energía del SEN o del SIN y con un certificado de operación y eficiencia mínima
requerida.
5.3.6.
Se
debe reactivar la construcción y puesta en operación de los parques de
generación eólica correspondientes a la generación distribuida renovable
ubicados en las regiones costeras del país y evaluar su eficiencia y
confiabilidad de operación.
5.4. Revisión
del Marco Legal y Regulatorio de la Energía: El marco legal
venezolano de la Energía en la
actualidad es el de las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos y de Hidrocarburos
Gaseosos aprobadas en 2001 y la Ley Orgánica de Servicio Eléctrico aprobada en
2001 [1], quedando para las Energías
Renovables solo la Ley Orgánica del
Ambiente [8].
Las leyes faltantes para el desarrollo de la energías renovables nuevas (ERN),
los sistemas alternativos y sus interconexiones son las siguientes:
5.4.1.
Ley
sobre precios de la Energía en función de los costos de producción de las
energías primarias y del costo por indisponibilidad en caso de fenómenos
climatológicos o de fuerza mayor.
5.4.2. Ley
sobre el desarrollo de energías renovables nuevas y su aprovechamiento para la
electrificación en comunidades rurales.
5.4.3. Ley
sobre las interconexiones de redes de generación distribuida renovables y no renovables con la red de distribución
municipal
5.4.4.
Ley
sobre la generación eléctrica autónoma con cogeneración renovable en el sector
industrial forestal y agroalimentario usando la biomasa.
5.4.5. Ley
sobre la autogeneración eléctrica en edificaciones residenciales, comerciales e
institucionales urbanas de acuerdo a la demanda eléctrica en caso de
contingencia del sistema eléctrico regional o nacional.
5.4.6. Ley
sobre el aprovechamiento de las energías fósiles, renovables y desechos de
efluentes industriales para las Centrales de Calor y Frío para acondicionamiento
de Edificaciones Públicas y Privadas en sectores urbanos de alta densidad, como medida de optimización
energética en ciudades populosas de clima cálido y para cumplir con las
exigencias de reducción de GEI.
5.5. Establecer
las nuevas metas de Suministro de Energía Eléctrica al 2040: Las metas de suministro de energía
eléctrica al nivel nacional al 2040 son de largo plazo, según lo establecido en
el punto 5.1.3., lo que quiere decir que en las condiciones actuales de crisis
económica y financiera, una vez resueltas las crisis política y social, se debe
hacer un plan nacional de recuperación de al menos 10-15 años de los sectores
productivos tradicionales de las actividades agropecuarias, industrias básicas
de petróleo, carbón, petroquímica, siderurgia, minería, de materiales de
construcción, agroalimentaria, manufacturera, etc.; incorporando nuevos
sectores de actividades de mediana tecnología intensiva en capital incluyendo
la bio-médica, la mecatrónica, las telecomunicaciones, la telemática, que en
general son industrias livianas. Con esas proyecciones de mayor actividad y el
crecimiento poblacional se pueden establecer los requerimientos y las fuentes
de energía primaria de menor costo y mayor disponibilidad para satisfacer la
demanda futura y el plan de inversiones a mediano plazo para reemplazo de
equipos y nuevas instalaciones. No se prevé un cambio de fuente energética no
renovable en ese horizonte, excepto la orimulsión.
5.6. Estructurar
los nuevos patrones y precios de la Energía Eléctrica:
Por consecuencia de la nueva realidad de la reducción de ingresos por
exportaciones petroleras debido a su sustitución por fuentes no renovables
amigables al ambiente y por fuentes renovables para la producción de
electricidad, cumpliendo los compromisos de menos carbono y menos GEI del
COP-21 al 2050, la matriz energética nacional debe incorporar a corto plazo las
ERN Eólica y Solar Fotovoltaica para que sirvan de apoyo a la Hidroeléctrica y
a la Termoeléctrica a base de Líquidos de petróleo & Gas Natural que está
pendiente recuperar [8].
Este nuevo panorama de transición
energética y de reducción de la renta petrolera, que desde gran parte del siglo
XX y la primera década del siglo XXI, influyó en Venezuela sobre la alta
intensidad energética respecto del PIB (CE/PIB: kWh/US$) con relación a otros
países de la región y las bajas tarifas eléctricas en todos los sectores
servidos, obliga a un nuevo patrón de consumo de energía eléctrica en todos los
ramos de industria y en los usos comerciales, institucionales y residenciales,
lo cual es bien diferente del racionamiento eléctrico que el actual Ministerio
de la Energía Eléctrica (MPPEE) ha querido imponer desde que fue creado, y
similar a los programas de Uso Racional de la energía eléctrica que habían
iniciado en los años 1990, la empresa pública ENELVEN (COE) y la privada EDC-AES (Smart
Power), bajo una nueva cultura del uso racional y eficiente de la
electricidad con incentivos de proyectos de mejora para reducción del
desperdicio de energía según la demanda contratada por el usuario con la
empresa distribuidora y soportado por tarifas eléctricas calculadas entre el
costo marginal y el costo de oportunidad, que permita al operador prestar un
buen servicio y al usuario hacer inversiones en tecnologías eficientes y en
fuentes de energía alternativas para reducir gastos en consumo de energía
eléctrica y de demanda de potencia.
Esos nuevos precios de la energía
eléctrica según la región geográfica y la época del año van a permitir la
rentabilidad para el negocio de servicio eléctrico al SENV, las inversiones
para el aprovechamiento y desarrollo de las energías renovables nuevas (ERN) como
fuente alternativa de uso masivo por los Usuarios de Electricidad en regiones
donde no existen las redes eléctricas centralizadas sino redes distribuidas.
REFERENCIAS:
1. Juan
M. Salas. “Alternativa al Modelo de
Gestión actual del Sistema Energético Venezolano”, Documento pdf, salasdjjm@gmail.com, 27-03-2016, Maracaibo, Venezuela. (Capítulo 2:
Antecedentes, pág. 7; Capítulo 3: Evolución de las Políticas y la Planificación
del Sistema Energético Venezolano, pp 25-36).
2.
Alexis
F. Matheus B. “La Electricidad y la
Energía- El caso de Venezuela”, Cámara Venezolana de la Industria
Eléctrica (CAVEINEL), II Edición, Junio 1978, Caracas, Venezuela.
3.
MPC/MEM.
“Gaceta Oficial # 37.415 TARIFAS MAXIMAS QUE APLICARAN LAS EMPRESAS
ELECTRICAS A LOS CONSUMOS DE ENERGIA ELECTRICA”, Resolución 089.955 del 01-04-2002, Caracas,
Venezuela
4.
Jhoandry Suárez / Pasante/ Heilet Morales / Editor. “Usuarios
reportan aumento de 500% en tarifas eléctricas”, Diario Panorama, 08:15 AM / 04/01/2017,
Maracaibo, Venezuela.
5.
UPME-ANDI-CAF.
“Análisis Comparativo Internacional de
Precios de la Energía Eléctrica en el Sector Industrial”, Unidad de
Planeación Minero Energética adscrita al MME, Bogotá, Colombia, Julio 2004.
6.
GESEL/
UFRJ. “La Formación del Precio de la
Energía Eléctrica: Experiencias Internacionales y Modelo Brasileño”,
Documento # TDSE62, Brasil, Nov. 2014.
7.
Secretaría
Ejecutiva de la CIER. “Síntesis
Informativa Energética de los Países de la CIER”, Datos del año 2012,
Comisión de Integración Energética Regional, Uruguay, 2013.
8. Juan
M. Salas. “ENERGIAS RENOVABLES NUEVAS:
Situación Actual y Oportunidades de Aprovechamiento y Desarrollo en Venezuela”,
Asociación para la Conservación de la Cuenca del Lago de Maracaibo (ACLAMA), Cátedra
Libre de Sustentabilidad y Ambiente Pablo Emilio Colmenares Bottaro,
Universidad Privada Dr. Rafael Belloso Chacín, Presentación Power Point,
08-02-2017, Maracaibo, Venezuela.
(*) Autor: Juan M.
Salas
Ingeniero Electricista, ULA 1979
C.I.V. # 24.171
Especialización en
Planificación del Desarrollo Energético, IEPE, Grenoble, France, 1984
