Venezuela llegó a ostentar la mayor planta hidroeléctrica del mundo: el Guri, con 10 GW de capacidad instalada. Hoy, sumando todos los complejos del Río Caroní, el país mantiene una capacidad teórica de aproximadamente 15 GW de generación hidroeléctrica. Sobre el papel, es suficiente, en combinación con las termoeléctricas.
Sin embargo, la infraestructura venezolana ha atravesado momentos críticos a nivel eléctrico en las últimas dos décadas, especialmente en el interior del país. Las conversaciones actuales con Siemens y General Electric son una señal positiva, pero la escala del desafío es enorme desde el punto de vista de inversión y de tiempo:
- $13 millardos — inversión estimada en los primeros 3 años (Chatham House, 2021).
- $37 millardos — inversión total estimada a 12 años (Cámara Venezolana de la Construcción, 2020).
Sin electricidad no hay industria petrolera ni repunte económico, y esas cifras implican que la recuperación completa del sistema toma 12 años. La pregunta urgente es: ¿cómo mejorar la vida de la gente en menor tiempo?, ¿cómo podemos empoderar al venezolano?
La ventaja de llegar tarde: por bien o por mal
Hay un patrón bien documentado en la economía del desarrollo: los países que no construyeron la infraestructura de una era anterior pueden adoptar directamente la tecnología de la era siguiente. China “se saltó” el computador personal y el pago con tarjeta, y adoptó el smartphone como plataforma de pagos antes que Occidente. El resultado es que fueron mucho más innovadores en FinTech que Occidente por varios años.
¿Podemos saltarnos tecnologías contaminantes con modelos alternativos?, ¿podemos hacer que Venezuela esté a la vanguardia como lo estuvo cuando construimos el Guri y las torres más altas de Latinoamérica? Sí, y hay evidencia de ello.
Venezuela, cuya infraestructura eléctrica lleva décadas congelada, tiene una oportunidad análoga: puede diseñar un sistema con la tecnología disponible hoy, en lugar de intentar exclusivamente restaurar el modelo diseñado en los años cincuenta y sesenta.
Los Países Bajos: el modelo neerlandés
Los Países Bajos, donde la gente se queja a diario porque no hay sol y llueve mucho, tienen una capacidad solar instalada de 25 GW en 2024. Más de 10 GW proviene de los techos de las casas, y el resto de las empresas. Es decir, los Países Bajos tienen una capacidad instalada equivalente al Guri distribuida en millones de techos de hogares.
¿Cómo lo hicieron? La ley de electricidad neerlandesa de 1998, enmendada en el 2004, en su artículo 31c, contempla el Salderingsregeling: un esquema de balance neto por el cual quien genera electricidad renovable solo paga la diferencia entre lo que consume y lo que inyecta a la red. Si una vivienda genera 100 kWh al mes y consume 150 kWh, solo paga 50 kWh. La misma ley limita el balance neto si la generación es de energías no renovables, donde solo se puede hacer un balance hasta 5.000 kWh, pero es ilimitado para energías renovables.
El salto cuantitativo se produjo entre 2020 y 2023, con una caída acelerada en el costo de los paneles solares, coincidiendo con la guerra en Ucrania que disparó los precios del gas y la electricidad:
Fuente: Centraal Bureau Voor de Statiestiek, 2024 – Oficina Central de Estadística de los Países Bajos.
Otros países, como Alemania, pagan incentivos a las personas que suministren energía solar a la red eléctrica a un precio fijo; en momentos, esto puede generar utilidad económica. En España, por otro lado, hay beneficios fiscales directos en el impuesto sobre la renta. En los tres países hubo o hay incentivos adicionales: exención de IVA, préstamos subsidiados a largo plazo y subsidio directo para la instalación.
Sin embargo, debido a los bajos precios de los paneles solares y a la ya desarrollada capacidad solar, los Países Bajos van a reformar la ley para eliminar el incentivo de balance neto y enfocarse en la autogeneración y el almacenamiento en baterías.
Qué podría adaptar Venezuela
El modelo neerlandés —y sus variantes europeas— ofrece una hoja de ruta concreta para que la reforma eléctrica venezolana no dependa exclusivamente de inversión estatal. Hay cuatro ejes que la nueva legislación podría incorporar:
–Generación descentralizada. Permitir y fomentar que privados e individuos instalen capacidad renovable, con un mecanismo de balance neto o compensación. El Estado dejaría de ser el único responsable de la generación.
–Transmisión estatal independiente. La red de transporte operada por el Estado como entidad separada de la generación y la comercialización. Esta separación es clave para evitar conflictos de interés y permitir competencia en el resto de la cadena.
–Distribución regional. Operadores por región, en el caso neerlandés estatales, con responsabilidades y métricas claras. Esto permitiría gestionar mejor la heterogeneidad del territorio venezolano.
–Comercialización libre. En los Países Bajos, más de 50 empresas compiten para vender electricidad a los consumidores, con contratos a precio fijo o variable. Los contratos variables crean incentivos para consumir cuando hay exceso de generación solar (tarifas bajas de día) y reducir el consumo de noche, o vender a la red a un precio mayor si se cuenta con baterías.
Para que el balance neto sea atractivo en Venezuela, las tarifas eléctricas deberán reflejar costos reales. La sincerización de precios, aunque políticamente difícil, es condición necesaria para que la autogeneración tenga sentido económico.
Los obstáculos específicos
Copiar un modelo europeo sin considerar el contexto venezolano sería un error. Hay al menos tres fricciones estructurales que la reforma debe resolver explícitamente:
- Financiamiento. La instalación de paneles solares tiene un costo inicial significativo; sin acceso a crédito accesible, el mercado de autogeneración quedará restringido a empresas y a una minoría de hogares con capital disponible. La reforma debe contemplar mecanismos concretos de financiamiento, no solo el marco regulatorio. Además, con financiamiento disponible, deja de tener sentido económico que la autogeneración de particulares y empresas se siga haciendo con plantas de diésel o gasoil.
- Capacidad técnica de la red de distribución. Inyectar generación distribuida en una red deteriorada puede generar inestabilidades. La reforma debe incluir un plan paralelo de modernización de la distribución, no solo de la generación.
- Estabilidad de la unidad de cuenta. Los contratos de largo plazo (esenciales para que la inversión en solar sea rentable) requieren una moneda estable. La indexación en dólares o en una cesta de divisas es una condición práctica y financiera, no ideológica.
La ventana de oportunidad
Venezuela se encuentra en un momento histórico: debe rediseñar su marco regulatorio eléctrico desde casi cero. La decisión que se tome en los próximos meses determinará si el país restaura el sistema del siglo pasado que nunca terminó, o salta directamente a un modelo híbrido acorde con la realidad del siglo XXI y el caso venezolano: centralizado por nuestro poder hidroeléctrico y de plantas termoeléctricas, y complementado por generación solar distribuida.
El Guri tardó décadas en construirse. Con las políticas correctas, Venezuela podría tener en cinco años una capacidad solar que complemente las inversiones previstas por Siemens y General Electric, distribuida en millones de techos, platabandas, galpones y fincas. Esto, sin depender exclusivamente de dos empresas.
La entrada Reforma eléctrica en Venezuela: lo que podemos aprender del modelo neerlandés de tener la capacidad del “Guri” en cada techo se publicó primero en El Diario Venezuela – elDiario.com.