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Impreso: ISSN 23435658 – Depósito legal impreso: PP201202DC4092
GUAYANA MODERNA
https://revistasenlinea.saber.ucab.edu.ve/index.php/guayanamoderna/index
Guayana Moderna, N° 12
Diciembre, 2023
Venezuela
Fecha de recepción: 14-07-2023
Fecha de aceptación: 16-09-2023
pp.: 82-104
Resultados de la aplicación del algoritmo de la alícuota de la energía,
en un caso específico: la región Guayana
Results of using the energy aliquot algorithm in a specific case: the Guayana
Region
Pérez, Edwin
Universidad Católica Andrés Bello / Ciudad Guayana, Venezuela
eperezbr@ucab.edu.ve
ORCID: 0000-0003-0952-863X
Velásquez, Sergio
Universidad Nacional Experimental Politécnica Antonio José de Sucre / Ciudad Guayana,
Venezuela
svelasquez@unexpo.edu.ve
ORCID: 0000-0002-3516-4430
Resumen
Se presentó la aplicación de un modelo de alícuota de la energía que permitió verificar sus
condiciones, teniendo en cuenta los aspectos operativos y el posible impacto del cambio climático,
desarrollando un enfoque aplicable a un contexto específico, la región de Guayana, para garantizar
que un prestador de servicios sea rentable y eficiente desde la perspectiva económica, teniendo en
cuenta los costos sociales del carbono. El modelo se verificó desde los niveles macro hasta el caso
específico y considera diferentes aspectos operativos, basado en un modelo de tiempo discreto para
estimar las rutas óptimas en función de la interrelación de los costos, partiendo de la premisa que
en la actualidad se aplica un modelo lineal y obsoleto de más de veinte años, de tal manera que
necesita ser cambiado, por lo que deben incluirse todas las variables predominantes, que permitan
obtener resultados óptimos tanto para el proveedor del servicio como para los usuarios, que pueda
abarcar a los diferentes tipos de servicios, basado en simulaciones del Sistema Eléctrico Nacional
[SEN], en condiciones operativas lo más realistas posibles, ya que para poder recuperarlo se
requieren cuantiosas inversiones; por consiguiente, será necesario atraer capitales externos y se le
debe garantizar la rentabilidad de cualquier proyecto.
Palabras clave: Costo de la energía, Guayana, subsidio energético.
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Abstract
The application of an energy aliquot model was presented, which allows verifying the conditions,
taking into account the operational aspects and the possible impact of the climate change,
developing an approach applicable to a specific context, the Guayana region, to guarantee that a
service provider to be profitable and economically efficient, taking into account the social costs of
carbon. The model is verified from the macro levels to the specific case and considers different
operational aspects based on the discrete time model to estimate the optimal routes based on the
interrelation of costs. Starting from the premise that a linear and obsolete model of more than
twenty years is currently applied, in such a way that it needs to be changed, for which all the
predominant variables must be included, which allow obtaining optimal results for both the
provider of the service and for users, which can cover the different types of services, based on
simulations of the National Electric System [SEN], in the most realistic operating conditions
possible, since in order to recover it, large investments are required; therefore, it will be necessary
to attract external capital, and the profitability of any project must be guaranteed.
key words: Cost of energy, Guayana, energy subsidy.
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INTRODUCCIÓN
La presente disertación pretende abordar la
aplicación de la investigación “Modelo de un
Algoritmo para incluir la huella carbono en
los costos de energía”, a través de condiciones
de bordes muy específicas, en una región con
gran capacidad de generación hidroeléctrica,
pero que presenta características muy
particulares, como lo son empresas básicas de
muy alto consumo, una pobreza energética y
adicionalmente la parte ambiental, ya que la
región Guayana conforma parte de la
Panamazonia, superficie de los países que
tienen jurisdicción o territorio en la cuenca
del Amazonas y tienen cobertura de su selva.
A Venezuela le corresponde el 5,6%, es uno
de los nueve (09) países que comprende el
territorio amazónico, localizado
principalmente al sur del país en la extensión
del Río Orinoco y ocupa principalmente los
estados: Bolívar, Amazonas y Delta
Amacuro, al noroeste y con una pequeña
porción del estado Apure al sur-oeste, suman
491.389 km², conformando más de 50% del
territorio nacional, lo que nos obliga a
ubicarnos en este contexto antes la toma de
cualquier decisión; en los actuales momentos
casi un 80% de la energía eléctrica que
consume el país es generada por las centrales
hidroeléctricas del río Caroní, por lo que
cualquier actividad económica que se
proponga puede afectar directamente a esa
área tan vulnerable.
Partiendo de una metodología aplicativa, se
pretende verificar el comportamiento de
condiciones muy específicas de un modelo
matemático propuesto, el cual ha sido
verificado desde lo macro hasta lo más
específico posible, la región Guayana;
después de realizar simulaciones dinámicas
en las fases previas, de cómo sería el
comportamiento en un sistema eléctrico de
potencia, considerando diferentes aspectos
operativos, nos encontramos con aspectos
únicos, que ameritan consideraciones
especiales para validar la investigación
originalmente planteada y de esta manera
poder analizar los resultados y poder
expresarlos como comparaciones de los
datos.
El interés principal es la universalidad de la
investigación con el propósito que se pueda
aplicar en contextos específicos, que un
prestador de servicio eléctrico se debe ver
desde la perspectiva de un negocio, que
necesitará de muchas inversiones, por lo que
la prioridad deberá ser rentable, eficiente y
eficaz económicamente, para esto se cuenta
con la ventaja competitiva, que inicialmente
puede ser abordada desde la región Guayana,
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están directamente relacionados en tiempo y
costo con la recuperación de las empresas
básicas, sin descuidar el potencial de
exportación hacia Brasil y Colombia; pero sin
perder la perspectiva de las vicisitudes del
resto del país y su actual dependencia de la
hidroelectricidad del Caroní.
CONTEXTUALIZACIÓN
Alícuota de la Energía
En la investigación de (Pérez, 2023), se
pretendió innovar con un concepto que se
denomina alícuota de la energía, el cual
procura integrar el costo de la energía. La
huella de carbono [HC] y el costo social del
carbono [SCC], que permita una regulación
en un prestador de servicio y ser más eficiente
al interrelacionar en tres dimensiones (costos,
energía y CO2), partiendo de un modelo de
tiempo discreto, su posible solución y estimar
las vías óptimas en base a un algoritmo. De
acuerdo a toda la literatura académica
consultada es un modelo novedoso y
relevante en los actuales momentos, de casos
de investigación parecidos a los que se
buscan, pero su convalidación es casos
específicos; la descripción del siguiente
modelo matemático

(Ec. 01.a)

(Ec. 01.b)
Donde, los parámetros bases serían:
Y = costo [USD]
X = energía [kW, Tep]
Z = huella de Carbono [C02-eq]
Las restricciones serían los coeficientes
desde la expectativa de los stakeholders
Tabla 1
La ecuación 01 representa un modelo no
lineal, que propone relacionar el costo de la
energía, el costo social del carbono [SCC] y
la eficiencia económica de un prestador de
servicio, por lo que es necesaria una solución
óptima en función de sus coeficientes. El
modelo se valida sistemáticamente
correlacionando las variables bajo diferentes
escenarios. Esto permite a los stakeholders
tomar decisiones informadas que mejoran el
funcionamiento del sistema desde una
perspectiva tridimensional (y = costos, x =
energía, z = CO2).
C0
C1
C2
C3
K
Β0
ai
bi
ci
LCOE
αi
βi
γi
ξi
λi
CLI
k
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El costo social del carbono [SCC] es una
medida de los daños económicos asociados
con cada tonelada adicional de emisiones de
dióxido de carbono (CO2). Se utiliza para
estimar los costos del cambio climático y
correlacionar la reducción de las emisiones de
[GEI]. La eficiencia económica del prestador
de servicios se refiere a la capacidad del
proveedor para producir bienes o servicios
utilizando la menor cantidad de recursos
posible. Esto es importante en el contexto de
la producción de energía porque puede ayudar
a reducir costos y minimizar el impacto
ambiental. La Alícuota puede verse como
varios subsistemas, cada uno de los cuales
involucra una posible solución a los
coeficientes, el grado de detalle en el modelo
y subsistemas varía según la relevancia para
el problema considerado, esto es debido a que
no se puede pretender que el costo de la
energía sea igual en una comunidad rural
como una empresa de alto consumo y gran
impacto ambiental. En la Fig. 1, se representa
un modelo aplicado incluyendo las
metodologías para Cuantificar la [HC].
Fig. 1: Alícuota de la energía
Fuente: elaboración propia.
Según (Galindo et al., 2017) existen más de
35 modelos, para definir un impuesto al
Carbono. El [SCC] (Nordhaus, 2014) aborda
el sistema con la parte ambiental; en los
entornos energéticos donde es aplicable. En
un sistema no lineal, sujeto a restricciones de
optimización, dependiendo de las
expectativas de costo de los stakeholders y
condiciones determinadas por cada caso con
las condiciones [C0, C1, C2, C3] y k es la
contante de proporcionalidad ambiental
pesimista u optimista.
Para poder analizar la Alícuota de la
energía, es necesario convalidarla con casos
muy específicos; el consumo de energía, se
Costo
Energía
OpEx
CaPex
Max
Q0QM
Generación min
Generación Max
Ingreso M arginal
Demanda
Optimo Social
Equilibrio del
mercado
Optimo Prestador
de Servicio
SCC
C0
C1
C2
C3
Alícuota
LCOE
HC
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subdivide en dos sistemas Demanda y
producción, este pueda ser dado bajo
condiciones mínimas, sin ocasionar pérdidas
al prestador de servicio. Con base a (The
MathWorks Inc, 2020) las simulaciones
sugieren un impacto positivo, ya que
estimularían las fuentes no convencionales de
energía [FNCE] para una transición
energética. Basados en los diferentes métodos
de optimización.
Se pudo obtener Z1:
 
k = 0.0198 en un periodo de 380 años
resulta:
󰇟 
󰇠
De (Watson et al., 1996) se puede
determinar el valor mínimo:
 󰇟 
󰇠
Para la [SCC] las simulaciones dan que Z2
 
 
En un periodo de t 250 años, resultando:
󰇟 
󰇠
Los coeficientes convalidados en
simulaciones previas están resumidos en:
Tabla 2
Simulación optima de los coeficientes de la
alícuota
Mínimo
Máximo
Rango
Económicos
a
C0
94,71
1.760,40
1.665,70
b
C1
3,33
12,90
9,57
c
C2
0,00
0,52
0,52
d
C3
80,00
300,00
220,00
e
k
x10-3
35,00
98,00
63,00
Ambientales
[10-3]
α
C0
50,00
520,00
470,00
β
C1
-4,34
-1,11
3,23
γ
C2
0,00
1,84
1,84
η
C3
0,50
1,42
0,92
δ
k
0,02
0,07
0,05
Al analizar las simulaciones matemáticas
utilizadas para determinar los valores de [HC]
y [SCC] y su cuantificación. Las
simulaciones se basan en diferentes métodos
de cálculo y metodologías de estimación y se
validan sistemáticamente en numerosos
escenarios y un análisis de sensibilidad para
comprender el impacto de las emisiones en el
consumo de energía a lo largo del tiempo.
Modelo actual
Considerando lo establecido en (Pérez &
Velásquez, 2023) El suministro de energía
presenta una tendencia global de
competitividad económica, conllevando a un
cambio de paradigma en los prestadores de
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servicio. De acuerdo con (Rudnick, 1999)
Esta concepción da lugar a un nuevo
entendimiento, donde se debe identificar
cómo contribuir con la sostenibilidad
ambiental y sabiendo que esos recursos se
agotan cada día, por lo que los modelos en la
actualidad son insostenibles a mediano y
largo plazo, por lo que se buscan nuevos
modelos de control.
Es importante estudiar el contexto de los
modelos usados actualmente en otros países,
para poder realizar una propuesta, basados en
la necesidad de Venezuela, tratando de dar un
bosquejo y cómo sería el comportamiento en
el sistema eléctrico nacional [SEN],
representado en la Fig. 2, partiendo de la
premisa de plantear alternativas para un
prestador de servicio, dejando por fuera la
solución de otros problemas económicos
como son el sueldo mínimo y el poder
adquisitivo de los venezolanos, los cuales
deben ser abordados en otro tipo de
investigaciones. Según (Asamblea Nacional,
2017), el modelo aplicado actualmente por el
prestador de servicio, no llega a cubrir los
costos asociados a la generación, transmisión
y distribución de la energía, lo que conlleva
en insuficiencias presupuestarias que se
reflejan en un deterioro y/o ausencia del
servicio.
En la actualidad, los costos son regulados
por el Estado, con una metodología obsoleta,
establecida por (Asamblea Nacional, 1989)
donde se definen los criterios para la
determinación de las tarifas del servicio que
se presta y los procedimientos de control.
Apoyada en un método del rendimiento de la
inversión, cuya base está constituida por
todos los bienes que directa o indirectamente
sean necesarios en el proceso. La última
actualización fue (Asamblea Nacional, 2002),
es decir, que tiene 21 años sin cambios, con
otras resoluciones se han definido recargos
adicionales a la factura, pero a la fecha están
vigentes.
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Fig. 2. SEN, voltajes de operación y puntos
de exportación
Fuente: elaboración propia
Es importante destacar en este modelo de
costo aplicado en Venezuela, la tasa
cambiaria; para ese momento era 1.308,95
Bs/USD. Posteriormente los prestadores de
servicios privados de distribución y
transmisión quedan eliminados con la
creación de Corpoelec, los costos son
ajustados con las reconversiones monetarias
del 2008, 2018 y 2021. Por consiguiente, se le
han retirado 14 ceros a la unidad monetaria,
el Bolívar, deduciendo con esto el por qué la
deficiencia en el servicio, donde
prácticamente es gratis, convirtiéndolo en el
más bajo del mundo. De acuerdo con (Bitu &
Born, 1993), es tipo Binómica, para la
generación y transmisión centralizada,
formulada como:
󰇟 󰇠  
(Ec. 02)
Donde:
Kwh =Bs por Energía
KVA = Bs por Demanda
CACE = Cargo por Ajuste de Combustible
y Energía.
FAP = Factor de Ajuste de Precios
Con base en (Transparencia Venezuela,
2015) la energía hidroeléctrica del bajo
Caroní se comercializaba a los diferentes
clientes primarios, empresas básicas,
industrias privadas, exportación a Colombia y
Brasil, el resto de la energía se intercambiaba
en el [SEN] con los otros prestadores de
servicio; destacaban que se vendía energía a
los clientes primarios, las diferentes empresas
básicas, muchas industrias privadas en las
zonas industriales. También se le vendía a
Cadafe y/o sus filiales regionales, se resume
en:
Tabla 3.
Costo histórico de la energía en la región
1998
2006
2010
Ventas promedio [USD/kWh]
0.03
0.11
0.11
Empresas del SEN [USD/kWh]
0.13
0.17
0.17
Empresas Básicas de Guayana [USD/kWh]
0.15
0.25
0.33
Fuente: elaboración propia.
Es necesario entender la correlación de
demanda local y la energía que se puede
vender en el [SEN]; para establecer un
modelo matemático de estos costos, aunque
SISTEMA INTERCONECTADO
VENEZOLANO
BRASIL
M A R C A R I B E
Guayana
Esequiba
Malena
Casanay
El Callao
La Canoa
Pta.
Centro
Palital
Barbacoa
Las Claritas
El
Furrial
San
Diego| Cdad.
Losada
Santa
Teresa
El
Tigre
Guayana B
Macagua
Caruachi
Bitor
Cuatricentenario El Tablazo
Nueva
Esparta
Casanay
Guri
Pta. Palma
San Mateo
Cuestecitas Peonías
Cabudare
Rincón
El
Corozo
San
Agatón
Morochas
El Tablazo
Ciudad
Bolívar
Buena Vista
Barbacoa
Las Claritas
Santa
Elena
Boa Vista
Barquisimeto
Manzano
El Isiro
Trinidad
Pta. Piedra
El Vigía II
Uribante
Acarigua II
C. de
Azúcar
La
Morita
Junquito
Convento
La
Pedrera
Papelón
Tiara
Aragua
Cdad.
Losada
Tacoa Boyaca
Santa
Teresa
El
Tigre
Guanta
San Lorenzo
Cuatricentenario
Cabimas
Valencia
Pta.
Páez
Mácaro
San
Diego|
San
Diego|
Guacara
Upata
Tucupita
Temblador
Jusepín
Güiria
Irapa
Carúpano
San
Carlos
San Fernando
Tibú
Caicara
Cabruta
Puerto Ayacucho
Pto. Fijo I
Barinas
R. Laguna
Urdaneta
Machiques
La Villa
Gorrín
Cumaná
Barcelon
a
Cariaco
El Vigía
Coro II
Cabudare
Rincón
San
Agatón
Morochas
El Tablazo
Palital
Buena Vista
Barbacoa
El Isiro
Trinidad
Km 48
Pta. Piedra
Concepción
El Vigía II
San Carlos
Mérida
La Grita
San
Antonio Tovar
La Fría II
Trujillo
Uribante
Guasdualito
Pta.
Páez
Tinaquillo
Yaritagua
Valera
Guaparo
P.Camejo
Bárbula
Carabobo
Cpo.
Carabobo
San
Felipe
C. de
Azúcar
La
Morita
Caucagua
Río Chico
La
Cabrera Charallave
Ocumare
Camatagua
Aragua
El
Sombrero
Calabozo
San
Juan
de los
Morros
Cdad.
Losada Valle
de la
Pascua
Altagracia
Santa
Teresa Sta.
Rosa Travieso
Muscar
El
Tejero
Maturín
El
Tigre
Guayana A
Orinoco
Pto. Ordáz
Caroní
Macagua
San Felix
Chuparín
Guanta
Chacopata
L. Cáceres
Los Taques
Pta.
Táchira
Cerro Negro
Rebombeo
Anac
o
San Lorenzo
Cuatricentenario
Cabimas Higuerot
e
San
Gerónimo
Urumac
o
Cemento
Caribe
Yaracal
Palma Sola
Aroa
Aguada
Grande
Carbonero
V.
Cura
Mariposa
Coro I
Moró
n
Pto. Fijo
II
Casanay
El
Indio
Sta.
Bárbara
Peña
Larga Acarigua
Araure
Guanare
El
Furrial
Los Pijiguaos
COLOMBIA Puerto Nuevo
Puerto Carreño [34,5 kV]
El Jobal
GUYANA
Yaracuy
La
Horqueta
SUR
La
Arenosa
PLANTA
CENTRO
Operación [kV] Li neas [km] S/E
765 2.243 7
400 4.434 18
230 7.739 56
115 10.541 322
Cúcuta [34,5 kV]
Arauca[34,5 kV]
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no encontramos documentación científica,
académica, normas y procedimientos,
válidas, de esto; partiendo de lo establecido
por (El-Hawary & Kumar, 1986) quienes
describen las condiciones para una solución
de los subsistemas involucrados que
caracterizan el problema de encontrar
estimaciones óptimas de los parámetros,
además de las investigaciones de (Glimn &
Kirchmayer, 1958), el de (Hildebrand C. E.,
1960) , y lo descrito por (Arvanitidis &
Rosing, 1970) dando como resultado el
conjunto de ecuaciones no lineales similares
a las argumentadas en el modelo de alícuota
de la energía del autor. De acuerdo con lo
establecido por (Velásquez et al., 2017)
quienes plantearon la base para la simulación
y modelado de las centrales hidroeléctricas
del bajo Caroní, se definen las variables.
Tabla 4.
Variables De Las Hidroeléctricas Del Bajo Caroní
H = Altura [m]
Q = Caudal turbinado
[m3/s]
P = Potencia máxima [MW]
GURI
HG = 271
906.5 ≤ QG ≤ 3724
185 ≤ PG ≤ 760
TOCOMA [FUT]
HT = 128
QT ≤ 1058
PT ≤ 216
CARUACHI
HC = 91.25
QC ≤ 896
PC ≤ 183
MACAGUA
Hm = 54.5
294 ≤ Qm1 ≤ 382
Qm2 ≤ 1063
171 ≤ Qm3 ≤ 363
60 ≤ Pm1 ≤ 78
Pm2 ≤ 216
35 ≤ Pm3 ≤ 75
F = Q[HG + HT +
HC + Hm ]
QG = QT
QT = QC
QC = Qm1 + Qm2 + Qm3
P=k*Q*H
P=9.043*Q*H
Fuente: elaboración propia.
Se consideraba que el valor del Agua = 0,
sin huella de carbono [HC], en los actuales
momentos esto no sería así, pero entonces
permitió establecer los costos [USD/kWh]:
 


(Ec. 03)
Comparando [Ec 01] y [Ec. 02] con las
condiciones de borde representada en [figura
1], podemos inferir la rentabilidad
METODOLOGÍA
Se abordó una metodología aplicativa,
como parte de una tesis doctoral asumiendo
una posición epistemológica, de poner en
retrospectiva hacia donde se quiere ir, para
poder situarnos en el contexto y así poder
obtener los resultados esperados. (Navarro,
2014) Por ello es necesario hacer referencia a
los fundamentos, la dialéctica entre el
conocimiento que se tiene sobre los costos de
la energía desde dos perspectivas, la de
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empresas prestadoras de servicio y la de los
suscritores, conexos a una realidad social
propia de la región. Usando un enfoque
racionalista-deductivo, fundamentado en que
se ¨considera al conocimiento científico como
sinónimo de descubrimiento de las relaciones
causales que existen entre los fenómenos¨
(Santa & Martins, 2012) Se pretende modelar
procesos de conocimiento, que conlleven a
materializar el impacto ambiental reflejado en
el costo de la energía.
A través de un método de hallazgo
deductivo, sobre el marco conceptual,
interpretativo, más conveniente para sustentar
la posición asumida; método de contratación
de un análisis lógico formal y experimental,
la metateoría pretende expresar las
estructuras profundas de las distintas ciencias
que representan y coexisten que permita
aplicar un modelo de alícuota de la energía,
relacionado con un conjunto de
conocimientos sobre la realidad conocida e
ininteligible analizada, a partir de registros
disponibles, que permitan liberar el
pensamiento de cadenas dogmáticas. Por lo
que es necesario convalidarlo en un caso muy
específico, la región Guayana ya que, en
Venezuela, existe un rezago en el tema; el
modelo está vigente desde el 2002, lo que
conduce a una reducción de un 83% en
ingresos reales del prestador de servicio, y en
estas circunstancias solo se puede recuperar
el 1% del costo operacional. El costo de la
energía presentó una caída de 86% acumulada
en los últimos 21 años, esto puede ser un
factor que dificulta los planes de
racionalización y concienciación acerca del
consumo, pues los usuarios no se ven
afectados en su presupuesto por los precios
debido al bajo costo del servicio, el más bajo
del mundo. Pero en algún momento esto debe
cambiar.
ANÁLISIS PROPUESTO
El cambio climático
Es el tema más discutible, polémico y
urgente de nuestro tiempo. Los responsables
se enfrentan a grandes desafíos al decidir
cuándo y cómo responder. La incertidumbre
científica sobre la dinámica y las
consecuencias del cambio climático impiden
que los stakeholders sean capaces de
comprender los impactos prácticos de las
opciones alternativas de mitigación y
adaptación, el riesgo de que los puntos de
inflexión en el sistema climático puedan ser
cruzados, desencadenando consecuencias
irreversibles y posiblemente catastróficas;
plantea la urgencia de tomar decisiones.
(Nordhaus, 2013) En las últimas décadas, la
constante búsqueda del crecimiento
económico y el consumo indiscriminado de
recursos energéticos por parte de la sociedad
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Venezuela
92
ha alterado el equilibrio climático del planeta,
generando consecuencias globales que
afectan a diferentes áreas, tanto económicas
como sociales.
El costo social del carbono [SCC]
Es el concepto más importante en la
economía del cambio climático, destinadas a
reducir las emisiones porque el beneficio
marginal de reducir las emisiones son los
daños marginales evitados de las mismas. Las
estimaciones, son complejas porque
involucran toda la gama de impactos de las
emisiones, a través del ciclo del carbono y el
cambio climático, e incluyen los daños
económicos causados por el cambio
climático. Actualmente es aplicado para la
elaboración de normas cuando los países no
cuentan con políticas integrales que cubran
todos los [GEI]. En este contexto, los
reguladores podrían utilizar el [SCC] en un
cálculo de los costes y beneficios sociales de
las políticas que involucran la energía o las
decisiones que afectan el clima.
Consideraciones de la Región
Fue necesario profundizar en
investigaciones y simulaciones, para las
condiciones actuales y únicas del [SEN], ya
que es un gran riesgo querer implantar
sistemas externos de un modelo de costo de la
energía, cualquiera que se tome representará
un impacto significativo en la estructura de
costo de la sociedad, pero también, está la
oportunidad de innovaciones, por lo que se
puede plantear como un modelo de
optimización; fue necesario modelos
convexos estocásticos de varias etapas, un
posible método de solución es la
programación dinámica dual estocástica, lo
que conllevo a estos resultados:
Tabla 5.
Alícuota de la energía por estado
Región
Estado
Líneas
(Km)
S/E 765kV
Oper (kV)
Dem.
Min
(MW)
Subsidio
(kWh)
(USD/Wh)
Guayana
Bolívar
0
Guri
Malena
400-115
1100
700
0,013
0,031
0,046
Oriente
Anzoátegui
400
400-115
590
600
0,034
0,053
0,068
Sucre
230-115
274
Monagas
400-115
490
Delta
Amacuro
115
270
Insular
Nueva
Esparta
500
115
244
900
0,052
0,061
0,083
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Capital
Caracas
450
Sur
230-115
925
600
0,034
0,052
0,068
Vargas
230-115
170
Miranda
400-115
600
Amazonas
Amazonas
900
San
Gerónimo
115
90
700
0,057
0,066
0,097
Central
Guárico
1000
400-115
290
0,044
0,063
0,078
Cojedes
115
250
Portuguesa
115
200
Aragua
La Orqueta
230-115
600
Carabobo
La Arenosa
400-115
1200
Lara
230-115
180
Yaracuy
Yaracuy
230-115
350
Falcon
230-115
250
Apure
230-115
350
Andina
Barinas
230-115
280
500
0,168
0,229
0,450
Mérida
1300
230-115
185
Táchira
230-115
210
Trujillo
230-115
155
Zulia
Zulia
1400
400-135
1740
1300
0,108
0,169
0,390
En la Tabla 5, se observa el comportamiento
del modelo, por regiones, subsistemas,
establecidas en función de la distancia con el
sistema hidroeléctrico, considerando las
restricciones de un sistema de potencia con
características específicas, destacando:
Los resultados del modelo de Alícuota, en
conjunto con los principios (Cowan, 2002)
del Price-cap pueden ser un referente para la
recuperación del [SEN] con lo que se
garantizaría la rentabilidad de las inversiones
de los stakeholders e incluso exportar energía
en los puntos donde existió la infraestructura;
el de más rápida recuperación y rentable es
hacia Brasil
Para los estados Nueva Esparta y
Amazonas, alimentados en 115 kV, la
demanda no puede crecer por restricciones
del sistema de trasmisión, adicionalmente,
por las pérdidas no técnicas, pobreza
energética, pero con un gran potencial de
crecimiento, serán un gran reto para el
prestador de servicio.
En las regiones más alejadas del centro de
generación, Andina y Zulia, donde la
alimentación principal debería ser de las
Termoeléctricas, los resultados de la
simulación indican que se debería buscar la
alternativa de importar energía desde
Colombia, faltando detalles técnicos para su
optimización.
Los valores establecidos como subsidios
son una adaptación de la denominada Banda
Verde que estableció los niveles máximos
dependiendo de las condiciones climáticas;
aunque no se cuenta con basamento científico
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de cómo se estableció, son valores
referenciales, tomando la premisa que los
resultados de la simulación no pueden dar
negativo. No se tiene con certeza el alcance
de todas las inversiones necesarias para la
recuperación del [SEN] a condiciones de 20
años atrás, se puede encontrar mucha
información que son opiniones personales sin
ningún basamento científico, pero según
(González, 2019) indica lo crítico de la
situación.
Pobreza Energética
[Fuel Poverty] se puede definir como la
situación en la que se encuentra una familia,
en que las necesidades básicas energéticas no
pueden ser satisfechas como consecuencia de
un nivel de ingresos insuficiente. Durante los
últimos 40 años, se han realizado numerosos
estudios académicos con el objetivo de
analizar y controlar su comportamiento en el
Reino Unido; el término fue utilizado por
primera vez en 1977. Una de las pioneras en
este tipo de investigaciones académicas
(Boardman, 2010) quien plantea la definición
de que una familia está en pobreza energética
si tiene que gastar más del 10% de sus
ingresos en energía para lograr satisfacer las
necesidades básicas de su hogar, el autor
argumenta que la pobreza energética es una
forma distinta de pobreza, no simplemente un
aspecto o consecuencia directa del
empobrecimiento general. Se plantea un
modelo con 3 premisas para determinarla:
Ingreso económico familiar, Uso de la
energía, Costo de la energía
Se debe considerar lo establecido por (Hills,
2012) quien demostró que la forma
tradicional de medir la pobreza energética
había fallado, ya que se subestimó la escala
del problema, cuando el costo de la energía
era bajo y sobreestimó la escala del problema
cuando era alto. Esto se difiere en función del
grado de desarrollo de los países, en los
desarrollados se analiza desde la perspectiva
del sobresfuerzo o capacidad de pago de la
energía y en los países desarrollados se trata
de un problema de acceso a las fuentes de
energía.
En este artículo consideramos una nueva
premisa, la pobreza energética en la región
Guayana, ya que esto puede ser un factor de
relevancia y en primera instancia
contradictoria; cómo es posible que en el
estado con la mayor generación de energía
hidroeléctrica pueda existir este problema, no
lo podemos describir de la misma manera
como hasta ahora se ha efectuado, ya que la
sociedad venezolana no es la misma de hace
20 años y cualquier cambio que se realice en
el costo de la energía, se convertiría en un
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factor determinante. Algunas personas son
pobres, pero pueden permitirse una energía
mínima, este sería el caso de algunos pueblos
donde no se cuenta con el servicio. Otros con
ingresos por encima de la línea de pobreza
aceptada nunca pueden permitirse el lujo de
usar la energía ineficientemente, este podría
ser la población en los barrios de los centros
urbanos. También podría existir un extracto
de la sociedad que solo pueden tolerar un
costo mínimo de la energía, la actual clase
media. Para determinar si una familia se
encuentra o no en situación de pobreza
energética, es necesario tener en cuenta sus
gastos en energía y otros productos básicos,
la adecuación de su entorno social y sus
ingresos. Por lo tanto, es un concepto difícil
de utilizar en la práctica.
Fig. 3. División política del estado Bolívar
Fuente (SOS ORINOCO, 2021)
Se puede observar la división política del
estado Bolívar, que de acuerdo con (SOS
ORINOCO, 2021) ocupa una superficie de
242.801 km² (26.25% del país), conformado
por once (11) municipios con cuarenta y siete
(47) parroquias, que aunque en este momento
seamos la mayor fuente de suministro
eléctrico del país, los centros poblados está
muy distantes, lo cual complica la gestión
comercial; que muchos de los circuitos de
distribución están muy dispersos, por lo que
se está presentando un nuevo fenómeno de
pobreza energética en esas comunidades
lejanas, las proyecciones de crecimiento
poblacional, donde el municipio Caroní,
Ciudad Guayana, agrupa el 50,2% de la
población y se encuentra la mayor parte de las
empresas básicas.
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Tabla 5
Características de carga de la región
Municipios
Población
%
S/E
Circuitos de
distribución
Área
Servida
km2
Puntos de
Alumbrado
publico
Número de
suscriptores
Caroní
872.399
50,2%
6
120
2.838,95
74.897
94.537
Heres
404.474
23,3%
7
54
77,72
2.050
2.970
Piar
121.244
7,0%
1
15
426,77
11.259
13.884
Cedeño
98.910
5,7%
3
10
300
4.922
5.832
Sifontes
60.929
3,5%
1
3
121,1
3.195
4.264
Angostura
50.563
2,9%
5
7
FMO
Gran sabana
36.956
2,1%
1
3
78,35
2.067
2.929
Roscio
26.547
1,5%
1
3
108,01
2.850
3.593
El Callao
24.643
1,4%
1
3
109,43
2.887
3.566
Sucre
23.383
1,3%
4
4
Padre Pedro Chier
17.801
1,0%
1
3
64,21
1.694
2.020
Estado Bolívar
1.737.849
31
225
4.124,54
105.821
133.595
Para poder entender el sistema de
generación, su sistema de transmisión en la
región y su impacto en el [SEN], es necesario
considerar la fig. 4, donde se puede apreciar
el sistema interconectado y cómo a través de
la S/E Guayana A y Guayana B se cierran el
anillo del sistema único en el país.
Adicionalmente es necesario realizar una
interpretación de la potencia máxima [MW]
por medio de un diagrama de Sankey, para
lograr así una cuantificación de la capacidad
de generación, la demanda regional y la
capacidad máxima que puede salir al resto del
país, el análisis energético de cada uno de los
escenarios que deben ser evaluados por todos
los stakeholders, lo que permite clarificar que
tal como está diseñado el sistema no se puede
alimentar todo el país desde las
hidroeléctricas del Caroní, es factible en los
actuales momentos por la fuerte caída de
consumo.
Fig. 4. Sistema de interconexión de
Generación en la Región Guayana
Fuente: elaboración propia
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Fig. 5. Diagrama Sankey de la Región
Guayana.
Fuente: elaboración propia
La fig. 5 puede ayudar a la toma de decisión
que se tendrá que hacer respecto de dónde
invertir inicialmente los recursos. De acuerdo
a las condiciones que se han podido obtener
en esta investigación, además de considerar la
vida útil, promedio de 45 años en servicio, lo
que conlleva a un problema social de pobreza
energética, la factibilidad económica a los
proyectos de suministro a áreas deprimidas,
con poca población y por ende baja capacidad
de pago, basándonos en los datos de [tabla 5]
corresponderían a más del 26.5% de la región
en 9 municipios.
Pero a su vez, en la misma región, hacia el
sur del estado, el eje Ciudad Guayana – Santa
Elena, permitiría mejorar las condiciones de
exportación de energía hacia Brasil (Empresa
de Pesquisa Energética [EPE], 2017), el
suministro a la ciudad brasileña de Boa Vista,
en su momento ELECTRONORTE,
Roraima, único estado brasileño no
conectado a la red nacional de transmisión,
por lo que se construyó una infraestructura
para comercializar energía [200 MW máx.],
en los actuales momentos a un precio mucho
menor al promedio Brasileño, pero muy
inestable, las operaciones están por el orden
de los 40 MW/mes, (Contraras & Negrin,
2017) y el contrato vencido desde diciembre
del 2021; esta podría ser la primera
oportunidad de negocio.
Mientras, en Venezuela se plantea un plan
de recuperación macroeconómico, que
permita el poder implantar en el sector
energético un sistema de Price cup
Competitivo (Andruszkiewicz et al., 2019) ,
en generación, transmisión nacional o
regional y de distribución municipal, con una
característica principal, que una entidad
regule la transmisión y la interconexión, y sea
responsable por la optimización de la
operación y de la planificación de la
expansión. Esa entidad no comercializará,
esto es, no compra o vende energía, pero
permitirá a las empresas comercializar
energía de las empresas generadoras y que la
distribuyan a los consumidores finales, los
propietarios del sistema de transmisión
tendrán derecho a un peaje, con lo que se
garantizara el acceso de todos los productores
al SEN, partiendo que en la actualidad a nivel
global, la crisis energética ha permitido
diferentes investigaciones sobre la necesidad
de conectar mejor los mercados energéticos
Guri 4-10
2215 MW
Guri 1-3
555 MW
Guri 11-20
7080 MW
1000 MVA
1x50 MVA 3x1500 MVA
Tocoma
S/E El Tigre 400 kV
S/E Guayana A
230 kV
S/E Malena 765 kV
S/E Guri A
400 kV
S/E Guri B
400 kV
Carauchi
2192 MW
Macagua II

2592 MW
S/E Guayana B
400 kV
S/E Tocoma
400 kV S/E Caruachi
400 kV
S/E
Macagua
400 kV
900 MVA
2x400 MVA
S/E C Bolivar
S/E Caroni
Empresas Basicas [09]
Macagua I

378 MW
Macagua III

172 MW
S/E Las Claritas
400 kV
8x700 MVA
Empresas Basicas [08]
S/E San Geronimo
Puerto Ordaz
Empresas Basicas
450 MVA
2x150 MVA
S/E Boa Vista
230 kV
Empresas
Basicas
El Callao
S/E Santa Elena
230 kV
2x25 MVar 150 MVar
4x300 MVar
S/E Palital
400 kV
2x200 MVA
PDVSA
S/E El Furrial
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minorista y mayorista. Desde el punto de vista
de (Faruqui & Bourbonnais, 2020) han
realizado diferentes simulaciones y modelos
matemáticos con tasas variables en el tiempo,
evidenciando que los clientes pueden
entender y responder a los incentivos
proporcionados por nuevos modelos
transparentes.
RESULTADOS
Subsidio Energético
Este será una de las barreras más fuertes a
superar para poder recuperar la industria
energética nacional, de acuerdo con las
investigaciones de (Key et al., 2019)La
eliminación de subsidios a los servicios es un
tema impopular, políticamente difícil, pero
inaplazable. Existen varios dilemas
relacionados con este tema. Por un lado,
importantes sectores de la población serán
incapaces de afrontar un aumento de costo
que elimine total o parcialmente los actuales
subsidios implícitos; a lo que se debe agregar
el descontento de pagar más por un servicio
de mala calidad. Esto hace que sea
políticamente difícil corregir la actual
distorsión de los costos de la energía, a menos
que el desempeño de la economía mejore y
con ello la capacidad de pago de la población.
Es por esto que es necesario incentivar
investigaciones en el ámbito social y
económico del tema. Desde la perspectiva de
esta investigación es considerado como una
externalidad de relevancia para la propuesta.
Según (Canesa, 2013) se define como la
asistencia económica y de duración
determinada, que permite regular el costo de
la energía, lo que conlleva a subvenciones de
alguno de los stakeholders; esta temática es
sumamente compleja de argumentar, ya que
conlleva aspectos sociales no abordados en
esta investigación, pero de la [Ec. 04] la cual
es una derivada de [Ec. 01] por lo que se
establece:

 

(Ec. 04)
Los aspectos ambientales se limitan a
establecer si genera o no [HC]. Teniendo en
cuenta a (Aryanpur et al., 2022) puede
incentivar el consumo excesivo, contribuyen
a otras distorsiones económicas, esto puede
tener implicaciones negativas para la
transición energética, ya que reduce el
incentivo para invertir en las [FNCE], por lo
que deben minimizarse, en función de reducir
el consumo de energía. Esto puede ser una de
las barreras a superar para poder recuperar el
[SEN] por lo que son necesarias
investigaciones adicionales.
Alícuota de la energía a empresas de alto
consumo
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Grafica 01: Costo iniciales de la energía a
las Empresas Básica
En el Gráfico 01, se presentan los resultados
de las simulaciones del modelo de Alícuota
de la energía, bajo el escenario del mayor
subsidio posible a los 20 clientes principales,
las empresas básicas, en función de que en un
lapso definido permita una reorganización y
que estas puedan ser rentables, resalta el caso
del sector Aluminio, el cual conlleva a
investigaciones adicionales, ya que estas se
regían por un modelo especial donde la
energía está correlacionada con el [LME]
precio CASH por tonelada del aluminio
promedio mensual del mes objeto de la
facturación en el London Metal Exchange.
Alícuota de la energía para carga
residencial
Para el caso específico de la carga
residencial en la región, la cual simularla es
complejo, por desconocer con certeza todas
las variables reales de las condiciones,
consideramos que estos valores podrían ser
una alternativa inicial válida para estabilizar
el sistema, cambiar el marco regulatorio legal
y empezar el cambio disruptivo del modelo
del negocio del servicio eléctrico en
Venezuela, pero también pesando en el
impacto social en la carga residencial,
proponemos:
Tabla 06.
Alícuota de la energía para carga residencial de la región
Fuente: elaboración propia.
Clase
Consumo
Pago min USD
USD/kWh
Residencia social y Rural
200 ≥ kWh
2,00
Resto de kWh
0,05
Residencial General
100 ≥ kWh
5,00
100 < kWh < 300
0,06
300 < kWh < 700
0,07
Resto de kWh
0,07
Residencial alto consumo
700 ≥ kWh
10,00
Resto de kWh
0,08
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100
Si comparamos los resultados de las
simulaciones de [Tabla 06], los mínimos
valores de convergencia del modelo de
alícuota de la energía con el primer renglón
de [Tabla 05], el esquema de subsidio es muy
grande y no se podría mantener en el tiempo;
esta propuesta inicial permitiría un margen de
operatividad para el sector de distribución y
comercialización, donde se tendrá que
realizar un trabajo de levantamiento muy
extenso y el cual llevará algo de tiempo para
así definir las inversiones requeridas y el
mayor reto estará en disminuir las pérdidas no
técnicas que se estiman estuviesen sobre el
70%.
Alícuota de la energía en la región
En función de convalidar el modelo
propuesto de manera macro, es decir, que
aborde toda la región bajo estudio [Fig 04] y
determinar valores iniciales, tomando como
premisa que ningún valor debe dar negativo,
porque esto indicaría pérdidas en el sistema,
los resultados de las simulaciones son:
En la Tabla 07, se puede observar el
comportamiento del modelo de alícuota de la
energía, bajo las condiciones de borde
establecidas en esta investigación y
representadas en [Fig 04]
y el cual solo corresponde a solo un
subsistema (08 regiones) posible de [tabla
05], en comparación con lo establecido en los
valores históricos de [Tabla 03], los cambios
son concordantes; estos valores podrían ser
una alternativa inicial válida para estabilizar
el sistema, cambiar el marco regulatorio legal
y empezar el cambio disruptivo del modelo
del negocio del servicio eléctrico en
Venezuela, a continuación la tabla 7:
Es necesario realizar simulaciones similares
para las otras regiones establecidas en [Tabla
05] de manera que se pueda convalidar el
modelo de alícuota de la energía propuesto,
pero para esto es necesaria información
técnica adicional, detallada de cada
subsistema. En los actuales momentos esto es
casi imposible, ya que mucha de la
información de las condiciones de operación
específica del [SEN] es considerada secreto
de estado o se desconoce con certeza técnica
el estado real de todos los sistemas
involucrados.
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Resultados de la aplicación del algoritmo de la alícuota de la energía... E. Pérez y S. Velásquez, pp.: 82-104
Guayana Moderna, N° 12
Diciembre, 2023
Venezuela
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CONCLUSIONES
Cuando a nivel global la tendencia es buscar
la mejora de la eficiencia energética, se
plantean dos soluciones, reducir la demanda
y aumentar el consumo a partir de fuentes
energéticas nuevas y renovables. En
Venezuela, potencia petrolera, sin desatender
esto, se debe dar prioridad a un aspecto que
puede ser visto totalmente contradictorio, ya
que la fuente energética estable en los últimos
10 años es la de tipo hidroeléctrica, que
actualmente suministra más del 80 % de todo
el consumo del país, lo cual se ha convertido
en una limitación técnica.
En esta investigación los valores tomados
para las diferentes simulaciones fueron muy
difíciles de conseguir, algunos se asumen y en
función de los resultados de las simulaciones
se convalidaban. Pero permite concluir que,
para satisfacer las demandas futuras de las
empresas básicas, y los nuevos desarrollos
públicos y privados, se requiere aumentar la
capacidad de potencia instalada de 2.850 a
4.870 MW, es decir, un incremento de 2.020
MW, equivalente al 70% (no se incluyen
usuarios residenciales y comerciales). La
caracterización de las cargas especiales, en la
región, por lo que no podemos perder la
perspectiva de que la gran infraestructura
eléctrica existente fue concebida y ejecutada
para apalancar una alternativa económica no
petrolera al país, por lo que el plan de
recuperación de las empresas básicas de
Guayana está directamente relacionado con el
incremento de la demanda y, por ende, de
planes de inversiones.
Al realizar las simulaciones de los sistemas
de generación y transmisión en la región,
destaca que el sistema de transmisión de 765
kV, columna vertebral del sistema eléctrico
nacional, entró en operación en 1986, por lo
que cuenta con 37 años de funcionamiento y
debido a su gran relevancia para el suministro
de energía del país, debe ser prioridad para un
plan de recuperación de los activos y realizar
un plan de mantenimiento mayor y de
reposición de equipamiento que ha excedido
su vida útil.
Bajo ningún concepto se puede perder la
perspectiva que una empresa prestadora de
servicio sea rentable financieramente, basado
en principios de eficiencia y efectividad
económica, por lo que es necesario establecer
un marco jurídico y regulatorio para que no se
repita la situación actual de la industria
eléctrica nacional, pero mientras eso se
resuelve será necesario operar con lo que se
tiene, además de poder recopilar toda la
información detallada que permita definir con
exactitud la situación real del [SEN], por lo
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que, se debe apartar toda decisión política de
cualquier escenario de recuperación a
plantear.
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