Venezuela tendría entre 2 y 3 GW de capacidad hidroeléctrica que no puede evacuar plenamente desde el Bajo Caroní por las restricciones de su sistema de transmisión. Frente a ese escenario, la minería industrial de Bitcoin aparece como una alternativa para instalar consumo directamente en el punto de generación y convertir parte de esa electricidad en ingresos.
La propuesta contempla operadores privados instalados cerca de los nodos hidroeléctricos, abastecidos mediante contratos de compraventa de energía de largo plazo. El planteo apunta a aprovechar una capacidad que ya existe, sin depender inicialmente de nuevas líneas hacia los principales centros de consumo.
Así lo explicó Alessandro Cecere, Senior Business Development Associate de Luxor Technology, quien situó en aproximadamente 9980 MW la capacidad hidroeléctrica operativa entre Gurí, Caruachi, Tocoma y Macagua.
“Prácticamente 10 GW funcionando ahora mismo”, destacó Cecere en diálogo con este medio.
El límite aparece en la evacuación. Según los datos técnicos aportados por el ejecutivo, las líneas troncales de alta tensión de 765 kV tienen un límite de diseño de 7 GW, por lo que existe una brecha de entre 2 y 3 GW respecto de la capacidad disponible en el Caroní.
Cuando la producción supera el volumen que puede transportarse, el operador debe restringir la generación efectiva o gestionar los vertederos en determinadas condiciones hidrológicas. Parte del recurso renovable disponible, por lo tanto, no logra transformarse en consumo ni generar valor económico para el sistema.
Al abordar las causas de esa limitación, Cecere advirtió: “Es una combinación de cuatro factores”.
Uno de los principales está relacionado con la configuración original del sistema eléctrico venezolano. Las líneas de 765 kV fueron concebidas para operar junto con un parque termoeléctrico distribuido en el centro y occidente del país, capaz de reducir la necesidad de trasladar grandes bloques de potencia desde el sur.
Planta Centro, Tacoa y Termozulia cumplían parte de esa función. Sin embargo, de acuerdo con la información proporcionada por Cecere, más del 87% de la capacidad termoeléctrica instalada está indisponible.
La pérdida de ese respaldo incrementó la presión sobre las centrales del Caroní y su infraestructura de transmisión. En ese contexto, el representante de Luxor Technology señaló que CORPOELEC opera el corredor entre un 10% y un 15% por encima de su límite de diseño, transportando hasta 8 GW.
A esa exigencia se suma el estado de las subestaciones receptoras. La falta de suficiente compensación reactiva en el centro y occidente dificulta la recepción estable de los grandes bloques de potencia procedentes del sur.
Esto genera inestabilidad de tensión en determinados nodos y puede restringir el despacho incluso antes de que los conductores alcancen su límite térmico.
Del curtailment a una nueva demanda en Bolívar
La situación puede definirse técnicamente como una restricción de generación asociada a congestión de red.
“Técnicamente sí puede hablarse de curtailment”, precisó Cecere.
En hidroelectricidad, el fenómeno también puede manifestarse mediante vertimientos. Cuando el embalse recibe más agua de la que el sistema puede turbinar y evacuar, una parte del recurso debe liberarse sin que esa energía potencial sea aprovechada por la demanda.
En Venezuela existen dos dimensiones simultáneas. Cuando la generación del Caroní supera la capacidad del sistema de transmisión, el despacho queda limitado en el entorno de 7 u 8 GW. Durante períodos de crecidas hidrológicas, además, puede producirse vertimiento físico independientemente del nivel de consumo.
Para Cecere, esta restricción tiene una consecuencia económica directa. “El costo de oportunidad es directo: cientos de millones de dólares anuales en energía renovable de costo marginal prácticamente nulo, producida con infraestructura de capital intensivo ya amortizada, que no genera ningún valor económico para el sistema”, afirmó.
La alternativa de corto plazo consiste en llevar el consumo hacia donde se encuentra la electricidad disponible, en vez de esperar que una ampliación de la red permita trasladar toda esa potencia hacia otras regiones.
Ese esquema ya tuvo un antecedente dentro del propio sistema venezolano. Durante el período de mayor actividad de los complejos de aluminio y acero de la Corporación Venezolana de Guayana (CVG), esas industrias absorbían localmente entre 3 y 4 GW.
La existencia de grandes consumidores en Guayana permitía que una porción significativa de la generación del Bajo Caroní fuera utilizada en la zona y reducía la cantidad de electricidad que debía circular por el sistema troncal hacia el centro y occidente.
El colapso de esa actividad industrial eliminó buena parte de esa demanda. Reactivar los complejos metalúrgicos representa una alternativa para recuperar consumo local, aunque el proceso exigiría años y un elevado volumen de capital.
La minería de Bitcoin, en cambio, permitiría reproducir esa lógica con menores plazos de despliegue.
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“La minería de Bitcoin a escala industrial es la única alternativa que ejecuta ese mismo esquema en meses en lugar de años”, sostuvo el directivo.
El modelo supone que un operador privado instale equipamiento cerca del nodo de generación, consuma allí la electricidad disponible y pague por el suministro mediante un contrato de compraventa de energía, sin requerir en una primera instancia una expansión de las líneas hacia otras regiones del país.
Paraguay como referencia para el modelo
Cecere señaló a Paraguay como antecedente de esta estrategia, a partir del aprovechamiento de excedentes vinculados con Itaipú y Yacyretá y la incorporación de operadores privados de minería mediante acuerdos de largo plazo con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE).
Según las cifras suministradas por el ejecutivo, 1 GW destinado a minería de Bitcoin representa el 60% de los ingresos totales de la ANDE.
La comparación parte de tres elementos: alta capacidad hidroeléctrica concentrada geográficamente, restricciones para transportar toda la generación disponible y la posibilidad de crear nueva demanda junto a las centrales.
Bajo esa lógica, un contrato privado con CORPOELEC permitiría convertir parte de la electricidad limitada por la capacidad de transmisión en un flujo de ingresos en divisas.
El planteo también diferencia esta alternativa del almacenamiento mediante baterías. Los sistemas BESS pueden aportar flexibilidad y estabilidad operativa, pero no eliminan una congestión estructural provocada por insuficiente capacidad de evacuación.
“El almacenamiento BESS no resuelve el curtailment por congestión de transmisión: el cuello de botella no es almacenamiento sino evacuación”, explicó Cecere.
Estas soluciones podrían contribuir a estabilizar los nodos de llegada y mejorar la eficiencia del despacho, por lo que funcionarían de forma complementaria a las inversiones sobre el sistema eléctrico.
La generación solar y eólica distribuida también tendría un papel dentro de la estrategia. Su instalación cerca de los centros de consumo del norte y occidente permitiría reducir la presión sobre el troncal desde el lado de la demanda y disminuir la dependencia de la electricidad proveniente del Bajo Caroní.
Una estrategia en tres etapas
La hoja de ruta propuesta combina medidas de corto, mediano y largo plazo, con prioridades diferentes según los tiempos de ejecución y el capital requerido.
“La prioridad no puede ser una sola línea de acción: el sistema necesita respuestas en múltiples horizontes temporales simultáneamente”, sostuvo Cecere.
En el corto plazo, entre uno y dos años, la prioridad sería incorporar nueva demanda directamente en el punto de generación.
Según el planteo, esta intervención no requiere nueva infraestructura de transmisión ni deuda del Estado para comenzar a operar y puede desplegarse en meses. El instrumento comercial sería un contrato privado de compraventa de energía con CORPOELEC en Bolívar.
Los ingresos obtenidos mediante ese esquema podrían generar divisas destinadas a respaldar las siguientes etapas de recuperación del sistema.
En el mediano plazo, entre tres y cinco años, la propuesta apunta a mejorar la compensación reactiva y estabilizar los nodos receptores del centro y occidente.
Antes de ampliar los corredores de transmisión, el objetivo sería conseguir que la infraestructura actual reciba de forma estable la electricidad que ya circula por ella.
Para ello, Cecere planteó incorporar SVC o STATCOM en subestaciones estratégicas y recuperar entre 3000 y 5000 MW de generación termoeléctrica distribuida, reconstruyendo parte del respaldo para el cual había sido concebida la red.
En el largo plazo, la estrategia contempla expandir la infraestructura de transmisión y desarrollar mayor capacidad solar y eólica distribuida en los centros de consumo.
Estas inversiones requerirían, bajo la visión expuesta por el ejecutivo, tanto flujo de caja como condiciones regulatorias capaces de atraer capital privado a mayor escala.
“La secuencia es: nueva demanda hoy, estabilización en el mediano plazo, expansión estructural después”, sintetizó el representante de Luxor Technology.
El planteo prioriza así monetizar una capacidad hidroeléctrica que ya está disponible mientras avanzan las intervenciones necesarias para recuperar el equilibrio del sistema y ampliar su capacidad de transporte.
Para Venezuela, la oportunidad identificada por Cecere pasa por encontrar consumidores capaces de instalarse en el mismo territorio donde se encuentran entre 2 y 3 GW que actualmente enfrentan restricciones para ser trasladados al resto del país.