Un equipo de investigadores ha estimado que Venezuela necesitaría invertir 64.712 millones de dólares en infraestructura de generación, almacenamiento en baterías y conexiones eléctricas para alcanzar un sistema de generación sin combustibles fósiles en 2060. La cifra supera en un 87 % la inversión necesaria para mantener la composición actual de la matriz eléctrica y en un 8 % la correspondiente a un escenario de sustitución de las centrales térmicas por instalaciones de gas natural de ciclo combinado.

El estudio, titulado “A subnational approach to energy transition costs in Venezuela” (Un enfoque subnacional para los costos de la transición energética en Venezuela), ha sido elaborado por Fabiola González Pérez, Esteban Ricardo García Clavel y Thomas Stringer y publicado en la revista científica Utilities Policy. Los investigadores desarrollaron un modelo de planificación eléctrica a escala estatal ante la falta de estadísticas oficiales actualizadas desde 2012. Para ello, reconstruyeron los datos de generación y demanda mediante fuentes históricas nacionales e internacionales y proyectaron el consumo eléctrico hasta 2060. El escenario de referencia considera una población de 31,2 millones de habitantes, una demanda anual de 89,47 TWh y pérdidas eléctricas del 25,4 %.

Los autores evaluaron tres alternativas. La primera, denominada Business as Usual (BAU), mantiene la composición de la generación registrada en 2021 y requiere inversiones estimadas en 34.634 millones de dólares. La segunda sustituye progresivamente las centrales que utilizan combustibles fósiles por instalaciones de gas natural de ciclo combinado, con una inversión de 59.994 millones de dólares. La tercera, denominada Net Zero (NZ), elimina la generación fósil y la reemplaza por una combinación de energía hidroeléctrica, solar fotovoltaica y eólica, apoyada por sistemas de almacenamiento mediante baterías, con una inversión total de 64.712 millones de dólares.

Uno de los principales resultados es que la infraestructura de generación renovable requiere una inversión de 48.279 millones de dólares, frente a los 57.828 millones correspondientes a las centrales de generación del escenario de gas natural. Sin embargo, el escenario renovable incorpora 13.189 millones de dólares destinados a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y otros 3.244 millones para conexiones eléctricas. El modelo supone una potencia de almacenamiento equivalente al 50 % de la capacidad renovable instalada. Según los investigadores, estas inversiones complementarias explican la diferencia de costos entre ambos escenarios.

El análisis territorial identifica importantes diferencias en la distribución de las tecnologías. La energía solar fotovoltaica se convierte en la fuente predominante en estados como Amazonas, Apure, Carabobo, Guárico, Monagas, Portuguesa y Yaracuy, debido a sus recursos solares y a la disponibilidad de terrenos. En cambio, Falcón, Nueva Esparta, Sucre y La Guaira presentan condiciones favorables para el desarrollo eólico. La generación hidroeléctrica mantiene una posición predominante en Bolívar y en varios estados de la región andina. Para establecer esta distribución, los autores utilizaron información de SolarGIS y del Global Wind Atlas, además de criterios relacionados con la infraestructura existente y las restricciones territoriales.

La distribución de las inversiones también cambia entre escenarios. En la alternativa renovable, Bolívar concentra 25.210 millones de dólares, aproximadamente el 39 % del total nacional, seguido de Zulia, con 7.700 millones; Carabobo, con 7.390 millones; y Aragua, con 5.050 millones. Los investigadores concluyen que la expansión solar y eólica permitiría distribuir la infraestructura de generación entre un mayor número de estados, mientras que los escenarios convencionales mantienen las inversiones concentradas en las regiones que ya disponen de centrales eléctricas. La necesidad de diversificar la matriz y las dificultades derivadas de la falta de información sobre el sector ya habían sido señaladas por representantes de la Asociación Venezolana de Energías Renovables (AVER) en una entrevista publicada por pv magazine Latinoamérica en 2024.

Los autores advierten que las estimaciones deben interpretarse como escenarios comparativos de planificación y no como previsiones precisas de las inversiones que realizará Venezuela. El modelo utiliza costos tecnológicos constantes de 2025, no incorpora los costos de rehabilitación de las redes de distribución y simplifica las necesidades de transmisión y almacenamiento. Tampoco considera los plazos de construcción, las restricciones financieras ni una simulación detallada de la operación del sistema eléctrico. Además, el estudio no determina cuál sería la combinación de tecnologías de menor costo entre los escenarios extremos de gas natural y generación completamente renovable. Los investigadores consideran que los resultados respaldan la necesidad de una planificación energética diferenciada por estados, de acuerdo con sus recursos naturales y la infraestructura disponible.