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ÍNDICEAnálisis del Sector Eléctrico Venezolano 2Actores e Instituciones del Sector Eléctrico venezolano 2Parque Eléctrico 4Instituciones en Funcionamiento 6Ley Orgánica del Servicio Eléctrico 7Instituciones y Organismos 8Agentes del Sector Eléctrico 11Regimen Económico Propuesto 14Subsidios 20Régimen Tarifario Vigente 21Factores de Ajuste 29Pérdidas de Energía Eléctrica 32Características del Sector Eléctrico 37Situación Actual 44Situación Futura 451Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Análisis del Sector EléctricoVenezolano 1El siguiente documento analiza los elementos fundamentalesdel sector eléctrico venezolano a los fines de proponerpolíticas públicas que permitan un incremento en laeficiencia y efectividad de las industrias del sector con elobjeto de permitir su crecimiento autosostenido. Seencuentra dividido en tres partes. La primera resume laactuación de los participantes y describe los entes queformulan y gestionan las políticas del sector eléctricovenezolano. En ella se presentan los actores que participanen la industria, destacando la elevada participaciónestatal y la cantidad de filiales que ellas tienen.Posteriormente se analizan los elementos principalesde la ley marco, concluyéndose que el marco existentees adecuado pero es requerido el cumplimiento de loslapsos establecidos para la separación de actividades, lacreación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica yel desarrollo del mercado mayorista de electricidad. Tambiénse concluye que es requerida la aprobación de normasde rango menor para poder llevar a cumplir con losrequerimientos de la ley de que todas las actividades queconstituyen el servicio eléctrico se realicen bajo losprincipios de equilibrio económico, confiabilidad, eficiencia,calidad, equidad, solidaridad, no-discriminación ytransparencia, a los fines de garantizar un suministrode electricidad al menor costo posible y con la calidadrequerida por los usuarios, se analiza el balance entre laoferta y la demanda, así como el ámbito institucional ylegal. Existen retos para lograr las condiciones requeridaspara poder implantar el marco regulatorio y normativo,incluyendo el saneamiento de las empresas, tanto laspúblicas como privadas.Para lograr el cumplimiento del objetivo de equilibrioeconómico, es necesario llevar las tarifas a un niveldonde se permita cubrir los costos y tener una rentabilidadrazonable a fin de incentivar el reemplazo de infraestructuraobsoleta y enfrentar los crecientes requerimientos porparte de la demanda. En la segunda parte se presenta elrégimen tarifario vigente donde se presenta, empresa porempresa, las tarifas actuales y su evolución así como losfactores que intervienen en su formación. Se analizan losfactores de ajuste de las tarifas, mostrando el rezago quehan presentado en los últimos meses. Finalmente sepresenta en esta sección la evolución de las pérdidas deenergía, las cuales se han incrementado de formasignificativa en la última década. Para reducir las pérdidas,es necesario tener un basamento legal que permita lacoordinación y actuación de los distintos entes involucrados.También, por supuesto, es requerido que se realicenesas actuaciones para lo cual se deberá contar con losrecursos, humanos y técnicos, para llevar a cabo taleslabores.En la tercera parte se muestra la evolución de la oferta yla demanda de electricidad, mostrando las variacionesde la generación hidráulica y térmica de acuerdo con lahidrología del Bajo Caroní, donde se concentra unaelevadísima proporción de la capacidad de generaciónhidroeléctrica. También se muestra el balance de electricidadpara los próximos años de acuerdo con los estimados decrecimiento de demanda así como los proyectos en cursoy planificados para cubrir esa demanda. Se concluye quecon la oferta actual y los proyectos en desarrollo es posibleatender requerimientos globales de corto y mediano plazo,requiriéndose infraestructura de transmisión para reducirlos cuellos de botella existentes.Actores e Instituciones del SectorEléctrico VenezolanoParque EléctricoLa industria eléctrica en Venezuela está compuesta por13 compañías eléctricas, con diverso grado de integraciónvertical y distintas contribuciones al abastecimientode la demanda nacional. Cinco de estas compañíasson de propiedad estatal y las ocho restantes sonprivadas. El listado completo de las empresas eléctricases el siguiente:1 Este informe fue elaborado por Alberto Levy, Ejecutivo Principal de la Dirección de Análisis y ProgramaciónSectorial (DAPS) de la Vicepresidencia de Infraestructura de la Corporación Andina de Fomento.2En la elaboración del documento participó Carolina Betancourt, Consultor de la DAPS.Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Estatales:CVG Electrificación del Caroní Compañía Anónima(EDELCA). empresa propiedad del Estado, constituidaen 1963, adscrita a la Corporación Venezolana deGuayana y cubre la mayor parte del territorio nacional.Ejerce las actividades de generación, transmisión,distribución y comercialización de energía eléctrica.Para el año 2003 atendió un mercado de 52.698 gigavatioshora (GWh), entre ventas a usuarios finales y a otrasempresas de electricidad. Atiende directamente a 145grandes clientes finales ubicados en la zona industrial deGuayana, quienes son clientes no regulados y lastransacciones se regulan por medio de contratos. A juniode 2004, incluyendo la sexta unidad de Caruachi, poseeuna capacidad instalada de 14.280 MW en generaciónhidráulica y 40 MW de generación térmica. Tiene cuatroáreas de negocio: generación, transmisión, distribución ytelecomunicaciones, aunque esta última todavía noofrece servicios a terceros.Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico(CADAFE). Empresa propiedad del Estado con coberturanacional creada en 1958 con el objetivo de electrificar alpaís. A pesar de ser un holding de empresas, tienefunciones operativas y a la vez supervisa a sus empresasfiliales de generación y distribución. Ejerce parte de lasactividades de generación, transmisión, y comercializaciónde energía. La distribución la realiza a través de susdistribuidores filiales y parte de la generación la realizaa través de sus filiales Planta Centro y DESURCA. Parael año 2003 atendió un mercado de 20.038 GWh entreventas a usuarios finales y empresas distribuidorasprivadas (ELEBOL, CALIFE, ELEVAL y CALEY). Poseeuna capacidad instalada térmica de 3.010 MW ehidroeléctrica de 620 MW y una demanda de 4.839 MW,cubriendo la diferencia realizando compras de energía aterceros. Sus empresas filiales son:- Planta Centro: Planta térmica con capacidad nominalde 2000 MW, ubicada en el Estado Carabobo. Cuenta con cinco unidades a vapor utilizando como combustible fuel oil y una de ellas también puede utilizargas natural. Las otras cuatro unidades se encuentranen proceso de reconversión a este último combustible. Se encuentra en operación desde 1978.- Compañía Anónima Desarrollo del Uribante Caparo,DESURCA. Constituida en el año 1990 y es responsablede ejecutar los trabajos de construcción del complejohidroeléctrico Uribante-Caparo. El objeto del proyectoes dar un uso integral de los recursos hidráulicos dela cuenca Uribante-Caparo en los Andes venezolanospor medio de la conducción de las aguas de unacuenca a otra a través de obras de trasvase comotúneles, pozos de descarga y tuberías forzadas. Enfebrero de 1978 se dió inicio al Desarrollo UribanteDoradas. En 1979 se comenzó la construcción de laPresa La Honda y del Túnel de Trasvase y CentralSan Agatón. En 1982 se inició la construcción de laspresas La Vueltosa y Borde Seco. Los desarrollos son:• El Desarrollo I Uribante-Doradas, compuesto por lapresa La Honda y la Central San Agatón, enfuncionamiento desde septiembre de 1987 y cuentacon una capacidad instalada de 300 MW.• El Desarrollo II Doradas-Camburito, conformado porla presa Las Cuevas, la Central Hidroeléctrica LasColoradas y la derivación Agua Linda-Pajuilas, tieneel proyecto concluido, pero su construcción estádiferida. Su capacidad prevista es de 460 MW.• El Desarrollo III Camburito-Caparo, conformado porlas presas Borde Seco y La Vueltosa, ambas concluidaspero tiene pendiente la construcción de la Central LaVueltosa de 560 MW. En fecha reciente se anuncióque será completada en 2006 a un costo de 165 MM$.3Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tiene 5 filiales regionales que prestan servicio a lo largodel territorio nacional:- ELEORIENTE. Sirve a los estados Anzoátegui, Sucrey Bolívar. En el año 2003 atendió un mercado de4.735 GWh.- ELEOCCIDENTE. Sirve a los estados Portuguesa,Cojedes y Falcón, y parcialmente a los estadosCarabobo y Yaracuy. En el año 2003 atendió unmercado de 5.803 GWh.- ELECENTRO: Cubre los estados Aragua, Guárico,Apure y Amazonas y parcialmente al Estado Miranda.En el año 2003 atendió un mercado de 5.263 GWh.- CADELA. Sirve a los estados Trujillo, Mérida, Táchiray Barinas. En el año 2003 atendió un mercado de2.863 GWh.filiales, Enelven y Enelco quienes sirven a la ciudad deMaracaibo y a la Costa Oriental del Lago respectivamentecon entregas de energía de 6.085 GWh y de 2.176GWh a usuarios finales.Compañía Anónima Energía Eléctrica del BarquisimetoENELBAR. empresa propiedad del Estado, nacionalizadaen 1976 de manos de la misma empresa canadiense queera dueña de Enelven, atiende el Estado Lara, y ejercelas actividades de generación, transmisión, distribución ycomercialización. Para el año 2003 atendió un mercadode 2.183 GWh en ventas a usuarios finales. Posee unacapacidad instalada de 151 MW y una demanda de 486MW cubriendo la diferencia realizando compras deenergía a terceros. Tiene un contrato de compra deenergía con la empresa Termoyaracuy pero esta plantaaún no ha iniciado su construcción.Privadas:- SEMDA. Sirve a los Estados Monagas y DeltaAmacuro. Se creó en octubre de 1998 con el objetode ser privatizada, convirtiéndose en la quinta filial deCADAFE y es una de las dos empresas de Venezuelaque posee un contrato de concesión. En el año 2003atendió un mercado de 1.374 GWh.Compañía Anónima Energía Eléctrica de Venezuela,ENELVEN, estatizada en 1976 de manos de una empresacanadiense, presta servicio en Maracaibo. Tiene dosfiliales: Enelgen y Eneldis, encargadas de las actividadesde generación y distribución respectivamente. Enelgénposee las plantas, Ramón Laguna, Rafael Urdaneta,Casigua, Concepción y Termozulia, siendo que esta últimacomenzó operaciones en abril de 2004. Para la fechacuenta con una capacidad instalada, cien por cientotérmica, de 1.491 MW y una demanda máxima de 1.874MW cubriendo la diferencia realizando compras deenergía a terceros. Eneldis, a su vez, tiene a su vez dosCompañía Anónima La Electricidad de Caracas, EDC.empresa de propiedad privada, cuyo accionista mayoritario,con un ochenta por ciento (80%) de las acciones, es laempresa norteamericana AES Corporation. Fue creadahace más de 100 años, atiende directamente el Este delÁrea Metropolitana de Caracas, y sus actividades son degeneración, transmisión, distribución y comercialización.Para el año 2003 atendió un mercado de 10.848 GWhentre venta a usuarios finales y a sus empresas filialesCALEV y ELEGGUA. Posee una capacidad instaladatérmica de 2.316 MW y una demanda de 1.836 MW. Lasempresas filiales son:C.A. Luz Eléctrica de Venezuela (CALEV): empresade propiedad privada filial de EDC, abastece el Oestedel Área Metropolitana de Caracas y la parte Nortedel Estado Miranda, ejerce las actividades dedistribución y comercialización. Para el año 2003atendió un mercado de 2.639 GWh.4Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

C.A. Electricidad de Guarenas y Guatire (ELEGGUA):empresa de propiedad privada filial de EDC, ubicadaen el Estado Miranda, y abastece las zonas deGuarenas y Guatire, ejerce las actividades de distribucióny comercialización. Para el año 2003 atendió unmercado de 672 GWh.CALEY – C.A. Luz Eléctrica de Yaracuy: ubicada enel Estado Yaracuy, abastece la zona de San Felipe, yejerce las actividades de distribución y comercialización.Para el año 2003 atendió un mercado de 223 GWh enventas a usuarios finales.Compañía Anónima La Electricidad de Valencia, ELEVAL.Fue creada en 1908 por la famila Stelling y atiende laparte norte de la Ciudad de Valencia, ejerciendo lasactividades de generación, distribución y comercialización.Para el año 2003 atendió un mercado de 1.184 GWh enventas a usuarios finales. Posee una capacidad instaladade 218 MW y una demanda de 240 MW cubriendo ladiferencia realizando compras de energía a terceros.Compañía Anónima Luz y Fuerza Eléctrica de PuertoCabello, CALIFE. Atiende la zona de Puerto Cabello yMorón, Estado Carabobo y ejerce las actividades dedistribución y comercialización. Pertenece a la empresaEnron. Para el año 2003 atendió un mercado de 318GWh en ventas a usuarios finales.Posee una capacidad instalada de 250 MW y unademanda de 205 MW que también es atendida por mediode un cable submarino de unos 25 MW, perteneciente ala empresa EDELCA, proveniente del Morro de Chacopataen el Estado Sucre. Corresponde a activos quepertenecían a CADAFE-ELEORIENTE, privatizados enSeptiembre de 1998 y transferidos a un consorcio lideradopor CMS Energy.Otros Generadores:Petróleos de Venezuela con 450 MW que tiene plantasen sus complejos y genera parte de sus requerimientosde energía.Turboven: empresa de propiedad privada cuyosaccionistas son la empresa manufacturera de productosde papel Manpa y PSEG Global, empresa eléctricaestadounidense, subsidiaria de Public Service EnterpriseGroup. Atiende clientes industriales en Valencia, Maracayy Cagua, ejerce las actividades de generación, distribucióny comercialización, y es independiente del SistemaInterconectado Nacional. Se inició con un proyecto deautogeneración eléctrica de 20 MW y en 1999 acordóinvertir en 200 MW adicionales. 80 MW fueron destinadosa la zona industrial de Valencia, 60 para expandir elsistema en Maracay y otros 60 en Cagua. Para el año2003 generó para vender a CADAFE 265 GWh.Compañía Anónima La Electricidad de Ciudad Bolívar,ELEBOL atiende a Ciudad Bolívar, Edo. Bolívar. Fuecreada en 1910 y ejerce las actividades de distribución ycomercialización. Para el año 2003 atendió un mercadode 573 GWh en ventas a usuarios finales. Está en manosde un grupo de accionistas venezolanos.Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, SENECA.Posee un contrato de concesión. Atiende a las islas deMargarita y Coche. Ejerce las actividades de generación,distribución y comercialización. En el año 2003 atendióun mercado de 917 GWh en ventas a usuarios finales.La otra empresa de generación independiente,GENEVAPCA, es un cogenerador que vende vapor a lasinstalaciones de PDVSA ubicadas en la península deParaguaná y la electricidad generada es vendida enparte a estas instalaciones y en parte al sistemainterconectado nacional, sirviendo a la ciudad de PuntoFijo en el Estado Falcón. Esta filial de la Electricidad deCaracas tiene una capacidad de 300 MW. Estasunidades no se consideran como parte del SistemaInterconectado Nacional a pesar de tener la capacidadde interconectarse.5Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Instituciones en FuncionamientoMinisterio de Energía y Minas (MEM)Órgano rector del Ejecutivo Nacional en materia deminas, hidrocarburos, y energía. El MEM está conformadopor tres Viceministerios. El Viceministerio de Energíaformula las políticas públicas y elabora la planificación yordenamiento de las actividades del servicio eléctrico,con base en lo establecido en la Ley Orgánica para laOrdenación del Territorio. También define las políticaspara la regulación sectorial en las áreas de producción,transmisión, distribución y consumo de energía eléctricacon el objeto de que se realicen con criterios de eficienciatécnica y rentabilidad económica. Otorga autorizacionesde generación y concesiones para las actividades detransmisión y distribución.Fundación para el Desarrollo del ServicioEléctrico (FUNDELEC)Constituida 2 en forma temporal para proveer soportetécnico profesional al Ejecutivo Nacional en la racionalizacióndel sector eléctrico, así como en la función reguladora delEstado en materia de prestación y uso del servicioeléctrico. Forma parte de la administración públicadescentralizada, siguiendo los lineamientos de políticaque dicta el MEM. Le rinde cuentas como instancia tutelary le presta apoyo en su gestión como órgano rector. Bajola LOSE, Fundelec se convertiría en la ComisiónNacional de Energía Eléctrica.Oficina de Operación de SistemasInterconectados (OPSIS)Creada en 1988 con base en un contrato de interconexión 3firmado entre las empresas CADAFE, EDELCA, EDC yENELVEN con el objetivo de coordinar la planificación yoperación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).OPSIS no tiene una figura jurídica propia y su función esmeramente de coordinación por lo que no puede dictarpautas sobre el comportamiento de las partes del contrato.El Despacho Central de Carga, el cual dicta instruccionesa los despachos regionales de las empresas signatariasdel Contrato de Interconexión.OPSIS debería realizar lo que se denomina un DespachoEconómico de Generación, definido como la utilizaciónde la cantidad de generación calculada por unidadgeneradora para alcanzar el objetivo de lograr laoperación más económica a nivel nacional, de Conformidadcon la política energética que dicte el Ejecutivo Nacionaly sin que se afecte la confiabilidad del SistemaInterconectado Nacional.Dado la figura de OPSIS como un acuerdo entre cuatroempresas el despacho que se ha venido realizando espotestativo de los intereses de las partes, resultando undespacho coordinado por cada empresa e informado alDespacho Central de Carga de OPSIS, quien garantizala seguridad del sistema. Bajo la LOSE, OPSIS seconvertiría en el Comité Nacional de Despacho de Carga.La administración de este mercado regulado, es realizadapor OPSIS bajo las condiciones previstas en el contratode interconexión. En la figura 1 se muestra el esquemadel funcionamiento del mercado regulado que reflejalos intercambios ocurridos en diciembre de 2003.Es importante destacar, que lo reflejado en la figura 1 esun intercambio neto de energía en términos físicos, mientrasque los intercambios económicos entre las empresas, serealizan con base en tarifas previamente establecidaspor el MEM mediante Gaceta Oficial, es decir, no se haimplementado el requerimiento de la ley de que fuerzasdel mercado formen los precios de generación sino quelos mismos se establecen por medio de procedimientosadministrativos. Adicionalmente, existen empresas querevenden a tarifas reguladas la energía comprada eneste mercado a otras empresas, como es el caso deCADAFE que revende a sus empresas filiales, a CALIFE,ELEBOL, CALEY y ELEVAL.2, Decreto N° 2.384 del 18 de julio de 1992, publicado en la G. O. N° 35.010 del 21 de julio de 1992.3. Contrato de Interconexión, CADAFE - EDELCA - EDC – ENELVEN, 1° de diciembre de 1988.6Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Figura 1: Funcionamiento Actual del Sistema InterconectadoDía de máxima demanda de potencia (MW) 11/12/2003CADAFE4.531EDELCA3.613EDC1.762ENELVEN1.176ENELCO507ENELBAR447ELEVAL213SENECA186SEMDA3783.010 -5.118 141 579 476 343 80 43 378GENEVAPCA64CuatricentenarioCuestecitas0El CorozoSan Mateo0Sistema Interconectado Nacional12.813424Minera Loma Niquele Hidrológicas424Santa ElenaBoa Vista-68TURBOVEN99CADAFE1.358EDELCA8.731EDC1.621ENELVEN597ENELCO31ENELBAR104ELEVAL133SENECA143SEMDA0GENERACIÓN INTERCAMBIO DEMANDAFuente: OPSIS, Boletín Informativo Diciembre 2003.Los agentes que participan en este mercado no seencuentran claramente diferenciados, al estar integradosverticalmente y reconocérseles costos regulados únicos,es decir, no se detallan los costos asociados a cadaactividad de forma separada. En este sentido, los nivelestarifarios promedios son diferentes por área de atencióncorrespondiente a cada empresa, evidenciándose quelos generadores tienen mercados cautivos, asociados alárea de atención del negocio de distribución.CAVEINELEs una institución sin fines de lucro, fundada en 1960,que actualmente agrupa a todas las empresas de servicioeléctrico en Venezuela. Su principal objetivo es ejercer larepresentación institucional de sus afiliados y velar porlos intereses generales de la industria eléctrica.Ley Orgánica del Servicio EléctricoDurante los años 1995 y 1996, el Gobierno venezolanoestuvo analizando la definición de los lineamientosinstitucionales, técnicos y económicos para el reordenamientoy la regulación de las actividades de la industria eléctrica.En noviembre de 1996 se da la primera señal para lareestructuración del Sector Eléctrico 4 , con la publicacióndel Decreto 1.558 “Normas para la Regulación del SectorEléctrico” , donde se establecen las bases para sufuncionamiento hasta tanto se dicte una ley y mientrasno exista un Ente Regulador especializado, dotado deindependencia institucional y de autonomía financierapara el cumplimiento de sus funciones. En septiembre de1999 se publica el “Decreto con Rango y Fuerza de Leydel Servicio Eléctrico” 5 cuyo objeto es establecer lasdisposiciones que regirán el servicio eléctrico en el TerritorioNacional, constituido por las actividades de generación,transmisión, gestión del Sistema Eléctrico Nacional, distribución4. Gaceta Oficial 36.085, de fecha 13 de noviembre de 1996.5. Gaceta Oficial 36.791, de fecha 21 de septiembre de 1999.7Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

y comercialización de potencia y energía eléctrica, asícomo la actuación de los agentes que intervienen en elservicio eléctrico, en concordancia con la políticaenergética dictada por el Ejecutivo Nacional y con eldesarrollo económico y social de la Nación. Para desarrollarlo establecido en el Decreto con Rango y Fuerza deLey, se publica en diciembre del año 2000 el ReglamentoGeneral de la Ley del Servicio Eléctrico.- La participación del sector privado tanto por la vía deaporte de capital y del financiamiento, como de lagestión administrativa de las empresas prestadorasdel servicio eléctrico,- La separación jurídica de las actividades que integranel sector eléctrico: generación, transmisión, distribucióny comercialización.En diciembre del año 2001 se deroga el Decreto Ley,para publicar la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico(LOSE) 6 que vino a reformar aspectos puntualesrelacionados con los plazos previstos en el Decreto enreferencia, 7 manteniéndose el objeto y la estructura delmismo en cuanto a la definición de los alcances del serviciopúblico de electricidad, que incluyen todos los procesosde la industria necesarios para abastecer a los consumidoresfinales y la definición de roles y funciones, así como losprincipios básicos que regirán las relaciones comercialesentre las empresas del sector y entre éstas y susclientes.Este instrumento legal permite la reforma yreestructuración del Sector Eléctrico, a través de:Instituciones y OrganismosPara llevar a cabo está reestructuración la LOSEestablece la creación de la Comisión Nacional deEnergía Eléctrica (CNEE) y la constitución del CentroNacional de Gestión del Sistema Eléctrico (CNG), encargadosde velar por el cumplimiento de las normativas del sector,ejercer la regulación del mismo, y realizar la administracióny operación del Mercado Mayorista de Electricidad(MME), siendo el MEM el órgano rector del EjecutivoNacional en materia de energía y el encargado dedesarrollar las funciones asignadas a la CNEE y alCNG, de acuerdo con lo establecido en el artículo 102 dela LOSE. Una vez creadas las instituciones en referenciadebe realizar la supervisión de las mismas.- La promoción de la competencia en generación ycomercialización,- La racionalización de precios y tarifas,- La regulación de las actividades monopólicas, comoson la transmisión y distribución,- El uso racional y eficiente de las energías,- La separación de las funciones del estado comoformulador de políticas, planificador, regulador yempresario,Comisión Nacional de Energía EléctricaLa LOSE establece la creación de la Comisión Nacionalde Energía Eléctrica (CNEE), como un organismoadscrito al MEM para ejercer la regulación, supervisión,fiscalización y control de las actividades que constituyenel servicio eléctrico. Estaba previsto en la LOSE que laCNEE debía ser creada antes del 31 de diciembre delaño 2002, y que dentro de los seis meses siguientes deesto debía:- Aprobar las normas de Operación del Sistema EléctricoNacional,- La gestión eficiente y transparente de sistemaeléctrico nacional (SEN),- Fiscalizar el funcionamiento del CNG,6. Gaceta Oficial 5.568, Extraordinario, de 31 de diciembre de 2001.7. Los plazos establecidos en la nueva versión de la ley, sin embargo, no fueron cumplidos, o no van a poder ser cumplidos los que se cumplen a finales deeste año y finales del año entrante, por lo que actualmente el MEM está proponiendo que nuevamente se modifique la ley para ajustar los lapsos a lanueva realidad del país.8Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

- Dictar las normas de calidad que regirán las actividadesdel servicio eléctrico y las normas para la fiscalizacióndel mismo,- Aprobar las normas que regirán la relación entre lasempresas y sus usuarios, y sus modificaciones, oídala opinión del Instituto para la Defensa y Educacióndel Consumidor y el Usuario;- Dictar las normas técnicas necesarias para la instalacióny operación de plantas de generación eléctrica,- Dictar las normas que regirán el acceso a la capacidadde transporte de las redes de transmisión y distribuciónde energía eléctricaPara el primer semestre del año 2004 el MEM no haadelantado ninguna gestión para la creación de la CNEE.Fundelec, por el otro lado, en marzo de 2003 inició unproceso de reestructuración lo que indica que susautoridades no prevén su liquidación en el corto plazo apesar de que la LOSE establece su liquidación cuandose cree la CNEE,.La CNEE es un organismo con autonomía funcional,administrativa y financiera, con patrimonio propio eindependiente y desconcentrado, debiendo tener susede principal en la ciudad de Caracas. Se prevé queestará dirigida por una junta directiva conformada porcinco miembros de libre nombramiento y remoción (Verfigura 2)Los Costos de funcionamiento de la CNEE seránsufragados por los usuarios del servicio y el monto nopodrá exceder del 1,5% de la factura por potencia yenergía. Dentro de los principios bajo los cuales debeactuar la CNEE, entre otros, se pueden resaltar:- Velar para que toda demanda de electricidad seaatendida,- Promover la competencia en la generación y en lacomercialización de electricidad, y- Garantizar el libre acceso de terceros a los sistemasde transmisión y distribución.Figura 2: Designación Junta Directiva de la CNEEPresidente JuntaDirectiva CNEEMiembroJunta DirectivaMiembroJunta DirectivaMiembroJunta DirectivaMiembroJunta DirectivaDesignado por el Presidente de la RepúblicaDesignado por el Ministro de Energía y MinasCargos designados por 5 años,prorrogables por igual lapsoDesignado por el Ministro Producción y el ComercioFuente: Elaboración Propia y datos de la LOSE, Artículo 19.9Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Es importante señalar que dentro de las atribuciones dela CNEE se encuentran, entre otras:- La determinación de las metodologías optimas parala formación de los precios en cada una de las actividadesreguladas, las cuales deben ser sometidas a audienciaspúblicas cuando sea requerido o de ocurrir algunamodificación en las mismas,- Elaborar la propuesta de las tarifas eléctricas a sersometida al Ejecutivo Nacional para su consideracióny aprobación,- Fiscalizar el funcionamiento del CNG,- Establecer limitaciones de cobertura geográfica ylimitaciones de mercado a aquellas empresas querealicen actividades en el servicio eléctrico,- Definir las modalidades, condiciones y garantías queregirán el desempeño tanto del Mercado Mayoristade Electricidad como el Mercado con Tarifas Reguladas,- Coadyuvar en el fomento y protección de la libre competencia,en aquellas actividades del sector en la que sea posible,- Publicar evaluaciones periódicas respecto a la calidadde los servicios y a la gestión de las empresas eléctricasy proporcionar a los interesados toda la informacióndisponible, y- Supervisar el cumplimiento de los contratos deconcesión.Centro Nacional de Gestión del Sistema EléctricoLa LOSE establece la constitución por parte del EjecutivoNacional, del Centro Nacional de Gestión del SistemaEléctrico (CNG), que será supervisado por el MEM yFiscalizado por la CNEE. Es una empresa cuya actividadserá ejercer el control, la supervisión y la coordinación dela operación integrada de los recursos de generación ytransmisión del SEN, así como la administración delMercado Mayorista de Electricidad, permitiéndosele afuturo la separación de la gestión económica y gestióntécnica en dos empresas.Estaba previsto en la LOSE 8 que el CNG debía entrar enfuncionamiento antes del primero de enero del año 2003y que dentro de los seis meses siguientes el CNG debedictar la normativa general de su funcionamiento. Para elprimer semestre del año 2004 se encuentran adelantadaspor parte del MEM todas las gestiones para la entrada enfuncionamiento del mismo, incluyendo el punto deinformación al Presidente de la República. A julio de2004, sin embargo, aún no se ha creado el CNG.El CNG se financiara con base en una tarifa que seaplicará a usuarios finales definida por los Ministerios deEnergía y Minas y de Producción y Comercio, la cualconsiderará una rentabilidad regulada 9 . El CNG tiene,entre otras, las siguientes funciones:- Coordinar sus actividades con los centros de gestiónde las empresas eléctricas,- Evaluar oportunamente la disponibilidad de capacidadde generación suministrada por las empresas,- Coordinar el uso de las interconexiones internacionales,- Autorizar y coordinar los planes de mantenimiento delas instalaciones de generación y de transmisión delSEN,- Recibir y aceptar las garantías a que haya lugar, departe de los agentes del Mercado Mayorista deElectricidad,- Realizar la conciliación de ofertas y demandas deenergía para cada período de programación, deacuerdo con los precios que resulten de la comparaciónde ofertas,8. LOSE, Artículo 107.9. Gaceta Oficial 5.568, Extraordinario, de 31 de diciembre de 2001. Artículos 85,86 y 95.10Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

- Liquidar y comunicar los pagos y cobros que debanrealizarse por efecto de la participación de losagentes en el Mercado Mayorista de Electricidad ydel precio final de la energía resultante del sistema,- Informar públicamente de la evolución y comportamientodel Mercado Mayorista de Electricidad.Según lo planteado en la LOSE, las empresa integradasverticalmente tenían plazo hasta enero de 2003 parasepararse, el cual fue prorrogado por el regulador (MEM)hasta enero de 2004, encontrándose actualmente enmora con respecto a los tiempos establecidos en la misma.GeneraciónAgentes del Sector EléctricoEn la figura 3 se presenta el esquema de funcionamientodel Sector Eléctrico Venezolano, con base en lareestructuración planteada en la LOSE y las interrelacionesque se presentan entre los agentes que participan en elmismo.La actividad de generación de energía eléctrica estásujeta a la competencia y debe ejercerse de maneraexclusiva. Para realizar esta actividad se requiereautorización de la CNEE la cual verificará el cumplimientode las normas de instalación, determinando su capacidadtécnica de operación y la factibilidad del proyecto.Figura 3: Esquema de funcionamiento previsto en la LOSEGENERACION TRANSMISION DISTRIBUCION COMERCIALIZACION USUARIOSAutorización de la CNEELibre competenciaGeneración a la disposicióna la disposición del CNGMINISTERIO DEENERGIA Y MINAS• Política energética• Plan de desarrollo eléctrico indicativo•Supervisión de la CNEE y del CNG• Concesión por el MEM• Precios regulados• Expansión abierta a losinversionistasDE GESTION (Pública)• Concesión por el MEM• Precios regulados• Libre acceso a las redes• Acatar instrucciones del CNG• Autorización de la CNEE•Libre competencia•Registro de contratos ante la CNEECOMISION NACIONALDE ENERGIA ELECTRICA•Adscripción al MEM•Regulación, fiscalización y control de las actividades• Derecho al suministrode la Electricidad• Derecho a recibir atenciónde reclamo y compensaciónpor deficiente calidad• Obligación de pagar elservicio• Suspensión del serviciopor mora o fraude•Control y coordinación de generación y transmisión•Administración del mercado mayoristaHIDRO(Pública)TERMO(Pública)>80 MW>80 MWCobertura = 25%TERMO(Pública/privada)>80 MWCobertura =25%SERVICIO DE TRANSMISIÓNDISTRIBUIDORA(Privada)Cobertura = 25%DISTRIBUIDORA(Privada)Cobertura =25%DISTRIBUIDORA(Pública/privada)Cobertura =25%Comercializadora(Privada)Cobertura =15%Comercializadora(Privada)GranUsuario=5 MWGranUsuarioReguladoReguladoReguladoMERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDADCobertura =15%=5 MWFuente: Regulación Legal del Servicio Eléctrico, Juan Garrido, Apéndice III.11Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

En la LOSE, el Estado se reserva la actividad degeneración hidroeléctrica en las cuencas de los ríosCaroní, Paragua y Caura, 10 que representan a la fecha laprincipal oferta de energía y potencia en Venezuela.Estarán exentos de separar la actividad de generaciónaquellos generadores cuyas centrales tengan unacapacidad de hasta 80 MW, hasta tanto la CNEEestablezca otro valor.La autogeneración debe solicitar autorización para operara la CNEE a partir de una capacidad instalada de 2MW,con el fin de garantizar el cumplimiento de las normastécnicas de instalación y operación, y se encuentra exentade cumplir con las regulaciones previstas en la LOSE,con la única excepción de existir casos de emergencias,donde deberán prestar el servicio de energía eléctricaprevia solicitud de la CNG, el cual le será remunerado.- Cumplir las limitaciones de cobertura de mercadoestablecidas por la CNEE 11 para las empresas congeneración termoeléctrica.TransmisiónLa actividad de transmisión es regulada, debe ejercersede manera exclusiva y se encuentra sujeta a concesiónotorgada por el MEM, de conformidad a lo establecido enla LOSE. La concesión se requerirá para cada nuevalínea de transmisión, para la ampliación y modificaciónde las instalaciones de transmisión existentes y para laconexión al Sistema Eléctrico Nacional de instalacionesde transmisión de sistemas independientes. En los casosde nuevas instalaciones las concesiones se otorgaran encoordinación con la CNEE y de acuerdo con lo pautadoen el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional 12y estará abierta a todos los inversionistas.Los generadores tienen, entre otras, las siguientesobligaciones:Esta actividad se ejercerá cumpliendo con las siguientesdisposiciones establecidas en la LOSE:- Declarar y poner a disposición del CNG la totalidadde la potencia y energía de sus instalaciones y permitirsu verificación,- Acatar las instrucciones del CNG,- Informar al CNG las condiciones generales y técnicasde las contrataciones suscritas con otras empresasque ejerzan la actividad de generación, distribución,comercialización o con grandes usuarios, y registrarlos contratos ante la CNEE, y- Suministrar al CNG la información necesaria pararealizar la gestión del Sistema Eléctrico Nacional ydel Mercado Mayorista de Electricidad,- La actividad de transmisión podrá ser ejercida pormás de una empresa, pero será considerada comoun servicio único a nivel nacional, coordinado por elCNG,- Acatar las instrucciones del CNG en cuanto a laoperación de sus instalaciones y la programación desu mantenimiento,- No podrá ser intermediario en las transacciones delMME,- Independencia de los Agentes participantes del SEN,- Permitir el libre acceso a la capacidad de transportede sus redes a otros agentes del servicio eléctrico,que cumplan con las exigencias establecidas en laLOSE.12Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela10. Dado el extenso período requerido para recuperar las inversiones en generación hidráulica y la competitividad de tecnologías alternativas con base engas natural, así como los enormes recursos gasíferos con los que cuenta Venezuela, es poco probable que algún actor privado hubiese acometido estasinversiones.11. Hasta tanto la CNEE no establezca los limites la LOSE, en su Artículo 120, establece lo siguiente: “…Veinticinco por ciento (25%) de la capacidad instaladade generación total nacional disponible, en el caso de empresas propietarias de instalaciones de generación termoeléctrica…”.12. El MEM, con el apoyo de la CNEE y del CNGSE, formulará el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional, el cual tendrá carácter indicativo…LOSE, Artículo 13.

Grandes UsuariosGrandes Usuarios, que se refiere a la “persona natural ojurídica, cuya demanda de potencia y energía eléctricaes superior a un límite definido por la Comisión Nacionalde Energía Eléctrica, el cual tiene el derecho de adquirirla potencia y energía eléctrica que requiera del MercadoMayorista” 13 .Cabe destacar que con base en el Reglamento Generalde la Ley del Servicio eléctrico (RGLSE) 16 , los grandesusuarios están limitados en el ejercicio de sus derechoshasta tanto entre en funcionamiento el MME y en aquelloscasos que deseen cambiar de proveedor de energía ypotencia (empresa generadora) requieren que el MEMlos declare de interés público, siendo el único caso hastala fecha el Metro de Caracas.Mientras la CNEE no establezca otro valor, el límitedefinido por la LOSE 14 es de cinco megavatios (5MW). Esimportante señalar que los Grandes Usuarios podránparticipar directamente en el Mercado Mayorista deElectricidad una vez esté entre en funcionamiento, dehaberse cumplido los tiempos previstos en la LOSE lafecha sería enero de 2005.Los Grandes Usuarios están obligados a : 15- Obedecer las instrucciones que le imparta el CNG,- Registrarse ante la CNEE,- Registrar ante el CNG las contrataciones que realicencon otros agentes del mercado eléctrico,DistribuciónLa actividad de distribución de energía eléctrica esregulada y requiere de una concesión dentro de un áreaexclusiva y se debe realizar de conformidad con loestablecido en la LOSE. Quienes ejerzan está actividadno pueden realizar otras actividades del sector,permitiéndoseles únicamente realizar, aparte de ladistribución, la actividad de comercialización de susclientes con tarifas reguladas.Es importante señalar, que en la actualidad las únicasempresas distribuidoras que cuenta con un contrato deconcesión son las empresas SENECA y SEMDA, lasotras empresas están en conversaciones con el MEMpara normalizar su situación.- Entregar la información que le sea requerida por elMEM, CNG y CNEE, y- Realizar las obras necesarias para la conexión desus instalaciones, directa o indirectamente a la red detransmisión, y cumplir con las normas que establezcaen relación con este tema la CNEE.Los clientes atendidos por la empresa de distribuciónson generalmente personas naturales o jurídicas que sebenefician con la prestación del servicio eléctrico y cuyademanda es menor a límite fijado por la CNEE (5MW).En aquellos casos en que un Gran Usuario desee seguirsiendo atendido por la empresa distribuidora no existeninguna limitación en este sentido.En la actualidad los clientes no regulados están conformadosprincipalmente por los grandes clientes de la Región deGuayana, la Industria Petrolera en el Oriente del País,las empresas hidrológicas y los clientes internacionalesColombia y Brasil, los cuales son clientes directos de laempresa EDELCA, con los que se han firmado acuerdosbilaterales para el suministro de energía.La empresa de distribución tiene entre otros derechos elde : 17- Comercializar potencia y energía eléctrica con sususuarios con tarifa regulada,13. Ministerio de Energía y Minas (MEM), Borrador Normas sobre el Régimen Económico del Servicio Eléctrico, noviembre de 2003.14. Artículo 118.15. LOSE, Artículo 41, literales 3 y 4.16. RGLSE, Artículo 130.17. LOSE, Artículo 37.13Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

- Comercializar potencia y energía eléctrica con sususuarios con tarifa regulada,Las Empresas Especializadas en Comercializacióntienen, entre otras, las siguientes obligaciones : 22- Recibir oportunamente de sus usuarios el pago delservicio, de acuerdo con las tarifas correspondientes, y- Cumplir la normativa que imparta la CNEE, así comocon las instrucciones del CNG en relación con el MME,- Suspender el servicio en caso de existir irregularidadesy falta de pago del servicio por parte de los usuarios,- Registrar ante la CNEE y CNG todas las contratacionesrealizadas con otros agentes del MME,Además, tiene entre otras, las siguientes obligaciones : 18- Constituir las garantías que establezca la CNEE,- Prestar el servicio a todos los que lo requieran dentrode su área de servicio exclusiva,- Suministrar la información que le sea requerida por laCNEE y por las autoridades municipales correspondientes,- Permitir el libre acceso a la capacidad de transportede sus redes a otros agentes del servicio eléctrico,- Acatar las instrucciones operativas que imparta elCNG,- Registrar ante la CNEE y el CNG de todas las contrataciones realizadas con otros agentes del mercadoeléctrico, y- Suministrar la información que le sea requerida por laCNEE,- Cumplir las limitaciones de cobertura de mercadoestablecidas por la CNEE . 19Empresas Especializadas en ComercializaciónLas Empresas Especializadas en Comercialización realizanúnicamente como actividad del servicio eléctrico lacompra y venta de potencia y energía eléctrica 20 . Estáactividad de comercialización debe ser ejercida de maneraexclusiva, requiere de autorización por parte de la CNEEy esta sujeta, con base en la LOSE 21 , a un régimen delibre competencia.- Asegurar la disponibilidad de suficiente potencia yenergía para satisfacer la demanda de sus usuarios,según las modalidades que hayan sido aprobadaspor la CNEE y el CNG,- Cumplir las limitaciones de cobertura de mercadoestablecidas por la CNEE . 23Los distribuidores con sus usuarios con tarifa regulada ylos generadores también podrán realizar la actividad decomercialización, con base en lo establecido en la LOSE.Para el primer semestre del año 2004 en Venezuela noexisten las Empresas Especializadas en Comercialización.La única comercialización que existe es la asociada a losclientes propios de cada una de las empresas eléctricasque actualmente operan en el país.Régimen Económico PropuestoLa LOSE establece que el régimen económico aplicablea las actividades desarrolladas en el Sector Eléctrico,“estará orientado al uso óptimo de los recursos utilizadospara la prestación del servicio, en beneficio del consumidor,y la promoción de una rentabilidad para las empresas,acorde con el riesgo de las actividades que realicen,en condiciones de operación eficiente” . 2418. LOSE, Artículo 36.19. Hasta tanto la CNEE no establezca los limites la LOSE, en su Artículo 120, establece lo siguiente: “…Veinticinco por ciento (25%) del total nacional deenergía facturada, en el caso de empresas de distribución…”.20. RGLSE, Artículo 2.21. Artículo 38.22. LOSE, Artículo 39, RGLSE Artículo 25.23. Hasta tanto la CNEE no establezca los limites la LOSE, en su Artículo 120, establece lo siguiente: “…Hasta quince por ciento (15%) del total nacional deenergía facturada a ser comercializada por todas las empresas comercializadoras especializadas. Una empresa comercializadora no podrá tener másdel veinte por ciento (20%) de ese mercado”.24. LOSE, Artículo 77.14Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

La formación de los precios asociados a las actividadessujetas a competencia (generación y comercializaciónespecializada) se prevé que será a través de la oferta ydemanda de energía. En el caso de las actividades sujetasa regulación (transmisión y distribución) se prevé laformación de sus tarifas con base en los principios demínimo costo del servicio y tarifas compatibles con lacalidad y seguridad del suministro. La definición de lasmetodologías para la formación de los precios en cadauna de las actividades reguladas, así como los principios,metodologías y modelos que regirán la formación de losprecios en el Mercado Mayorista Eléctrico (MME), debenser preparadas por la CNEE y sometidas a audienciaspúblicas.En este sentido el regulador (MEM), quién asume lasresponsabilidades de la CNEE mientras esta no entre enfuncionamiento, elaboró un documento denominado“Normas sobre el Régimen Económico del Servicio Eléctrico”con el objeto de establecer el régimen económico encuanto a las actividades de generación, transmisión,gestión del Sistema Eléctrico Nacional, distribución ycomercialización de potencia y energía eléctrica.- Transacciones para el balance de energía: mercadointegrado por las transacciones de energía de oportunidad,con precios horarios de corto plazo. Los precios de laenergía serán el resultado del Despacho ÓptimoCentralizado, que tendrá como objetivo laminimización del costo variable de producción delSistema Eléctrico Nacional, tomando en cuenta elcosto de racionamiento y excluyendo el costo de lageneración forzada. Los precios resultantes seránpor nodo, diferenciándose por la incidencia de laspérdidas en el costo marginal de corto plazo.- Transacciones para el balance de potencia: mercadointegrado por las transacciones de potencia, con preciodiario de corto plazo. Es el resultado de la conciliacióndiaria entre los requerimientos de potencia del SistemaEléctrico Nacional y la disponibilidad de potencia delos agentes, los cuales declararán la potencia efectivadisponible para colocar cada día en dicho mercado.Los agentes que dispongan de potencia no comprometida,deberán informar al CNG, el precio de su oferta.Las metodologías propuestas en el documento de normasse resumen a continuación.Mercado Mayorista EléctricoRégimen PermanenteEl Mercado Mayorista Eléctrico comprende el conjuntode transacciones de potencia y energía eléctrica dentrodel Sistema Eléctrico Nacional, bajo un régimen decompetencia, con base en un sistema de ofertas ydemandas. La compra y venta de energía y de potenciase realizaría bajo las siguientes opciones:- Contratos: Contratos financieros que rigen lastransacciones nacionales e internacionales con elobjeto de cubrir los riesgos y establecer anticipadamentecantidades y precios de compraventa de energía y depotencia eléctrica. La potencia y energía efectivamenteentregada a la demanda provendrá de las fuentesque para tal fin hubiere despachado el CNG dentrodel esquema de despacho óptimo centralizado y nonecesariamente obligan al despacho a los oferentesde energía y potencia en los contratos. Pueden serde suministro y de respaldo.25 . Audiencia Pública es aquella instancia de participación donde los agentes del servicio eléctrico o cualquier persona interesada, pueden expresarlibremente sus opiniones en el proceso de toma de decisión administrativa para la cual se convoca la audiencia. Las Audiencias Públicas podrán serconvocadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), de oficio, a solicitud del Ministerio de Energía y Minas (MEM) o de la parte interesada.En las Audiencias se podrán discutir los siguientes temas:1. Principios, metodologías y modelos que rigen la formación de precios en el Mercado Mayorista y los aplicables al Mercado con Tarifas Reguladas.2. Plan de Ordenación Territorial para el Sector Eléctrico.3. Fallas, suspensiones del servicio o infracciones graves que afecten de manera importante el suministro de energía eléctrica.4. Otorgamiento, prórroga, transferencia y renegociación de los contratos de concesión, en los casos que determine el Ministerio de Energía y Minas.El 15 de abril de 2004, el MEM realizó por prensa una convocatoria de audiencia pública, que se realizaría el 3 de mayo de 2004, con el objeto de tratarlas Normas sobre el Régimen Económico, por las cuales se establecerán los principios, metodologías y modelos que sustentan los precios en el MercadoMayorista de Electricidad y las tarifas de transmisión y distribución, poniendo a disposición de los interesados el documento de normas. El 30 de abril de2004, en aviso de prensa el MEM notificó la suspensión de la misma hasta nuevo aviso. Estas decisiones del MEM podrían indicar que no existeconvencimiento en torno a las metodologías propuestas y la reestructuración planteada. Se prevé un mayor atraso en la publicación de los nuevos PliegosTarifarios correspondientes al período 2004-2007 ya que los mismos están siendo estimados con base en las nuevas metodologías, con algunasexcepciones en la remuneración de la generación dado que no ha entrado en funcionamiento el MME.15Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

- Transacciones internacionales de corto plazo:Intercambios internacionales de energía y potenciacomo resultado de la coordinación de los despachosde los países, de conformidad con las respectivasregulaciones, considerando la oferta y la demanda enlos nodos de frontera. Los precios de la electricidaden dichos nodos servirán para valorar las transaccionesde corto plazo, producto de los flujos físicos determinadospor los despachos coordinados. El CNG es el encargadode liquidar de manera coordinada las transacciones,a través de la suscripción de acuerdos de administraciónde los mercados, liquidación de las transacciones eintercambio de información.La LOSE podría entrar en conflicto con la Decisión536 de la Comunidad Andina de Naciones 26 en dosaspectos. El primero y más obvio es que la LOSE nopermite que los precios de la energía o de la potenciase incrementen en el mercado nacional, mientras quela Decisión 536 establece que la valoración de lastransacciones llevadas a cabo a través de lasinterconexiones internacionales no generarándiscriminaciones con respecto a las transaccionesdomésticas, es decir, no se podrán diferenciar preciosdomésticos y de exportación. La segunda diferenciase refiere a la libertad de contratación entre losagentes del mercado ya que la Decisión 536 exigeque no se mantengan o impongan restricciones a losmismos, mientras que la LOSE exige que se obtengala opinión favorable del MEM.El parágrafo único del Art. 8 de la LOSE atenúa elimpacto de estos dos elementos, al reconocer laexistencia de los procesos de integración en AméricaLatina y El Caribe. Este parágrafo, además de sudebilidad en el compromiso a la integración, sinembargo podría incluso entenderse como unplanteamiento de que esos procesos de integracióndeben regirse por las normativas nacionales y no alrevés, como se aplica la normativa supranacional quetiene rango supraconstitucional. Tampoco estableceel mecanismo a utilizar en caso de discrepanciasentre el marco jurídico de los procesos de integraciónsupranacionales y los nacionales.- Contratos de Servicios Complementarios: mercadointegrado por las contrataciones de los serviciosnecesarios para que la energía y la potencia seansuministradas con calidad y seguridad. Este aspectoaún no ha sido normado pero se espera que seestablezcan mecanismos de remuneración a losdistintos tipos de reservas, servicio de arranque,regulación de frecuencia y regulación de voltaje.En la figura 4 se presenta un esquema del MME.Figura 4: Esquema Mercado MayoristaElectricoMERCADOMAYORISTAFuente: FUNDELEC, 2002.MERCADODEBALANCECONTRATOSRégimen de TransiciónBalance deEnergíaBalance dePotenciaContratos deSuministroContratos deRespaldoLas empresas que tiene generación pondrán adisposición de OPSIS y del MEM (quienes haránconjuntamente las funciones del CNG) la capacidad degeneración disponible de cada una de sus plantas, a lascuales estarán asociados unos costos fijos por potencia yunos costos variables por energía previamenteestablecidos por el MEM.16Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela26. Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad. Gaceta Oficial del Acuerdode Cartagena Número 878 del 19 de diciembre de 2002.

El MEM, con el apoyo técnico de OPSIS, realizará undespacho óptimo centralizado de la generacióndisponible en orden de mérito 27 y tendrá la responsabilidadde realizar la estimación de la facturación de lastransacciones realizadas entre los agentes del mercadopor delegación del MEM cumpliendo las funciones delCNG. Las tarifas a trasladar a la demanda (Distribuidorasy Grandes Usuarios) serán el costo promedio ponderadode la energía, con base en el despacho realizado, y loscostos asociados a la potencia serán el ponderado de lascapacidades de las plantas disponibles al momento deprogramar el despacho en referencia. 28Remuneración Actividad de GeneraciónRégimen Permanente- Se remuneran los servicios complementarios.Régimen de TransiciónLa metodología para definir los costos de generación, queen la transición estarán regulados por la no existencia delMME previsto en la LOSE, consiste en el reconocimientode los costos eficientes asociados a cada planta degeneración existente en el país, con base en su tecnología,vida útil, costos de operación y mantenimiento, tipo decombustible que utiliza en caso de ser térmica, y el costode oportunidad del agua en caso de ser hidroeléctrica,reconociéndose niveles de rentabilidad razonable, loscuales estarán asociados a negocios de riesgo similar.La remuneración de la actividad de generación serealizará considerando, entre otros:- Despacho económico centralizado basado en costosdeclarados- Remuneración al costo marginal- Contratos hidroeléctricos regulados (la mayor partede la generación de EDELCA será remunerada a costopromedio) 29- Contratos de suministro (financieros)- Generación forzada no forma precios y será pagadapor todos los usuarios (no se crean rentas de congestión)Las empresas generadoras recibirán como remuneraciónlos costos regulados de la energía asociada a las plantasde generación que fueron despachadas, y los costosregulados asociados a la potencia de las plantas que seencontraban disponibles para el despacho de manera degarantizarles como mínimo los costos fijos asociados asu actividad. Los contratos de suministro de generaciónfirmados antes del inicio del período de transición seránsometidos a consideraciones legales, para evaluar sicontinúan siendo contratos bilaterales físicos o sepueden considerar como financieros. Sin embargo,existe cierto consenso en que los nuevos contratosdeben ser considerados financieros únicamente.26. Las plantas con menores costos variables serán despachadas primero, independientemente de los contratos que tengan los dueños de las unidades.27. El esquema de remuneración de la potencia descrito podría no producir los incentivos correctos para minimizar los costos de generación. Losgeneradores van a tener los incentivos, dependiendo del nivel de remuneración, a incrementar la oferta disponible sin que necesariamente se vayan adespachar, es decir, se van a crear reservas excesivas. Por el otro lado, si se remunerara únicamente a la oferta despachada, se desincentivaría a queactores privados realizaran inversiones para la expansión del sistema.29. Una propuesta para dinamizar el mercado mayorista de electricidad es subastar contratos estándar de capacidad, de duración definida, asociados adiferentes niveles de energía y diferentes niveles en la firmeza de la energía, con precios definidos que tendrán que ser cancelados en su totalidad independientemente de la energía adquirida bajo un cronograma establecido. Los actores, de acuerdo con sus percepciones sobre la hidraulicidad de lascuencas, el estado de las unidades térmicas, el comportamiento competitivo de los otros actores y la situación de la demanda, van a ofertar primas odescuentos para la adquisición de los contratos. Luego serían estos contratos los que se ofrecerían a los grandes usuarios, al mercado de corto plazo, oa las distribuidoras. Éstas últimas podrían adquirir directamente estos contratos y podrían ser incorporados en la tarifa a los usuarios finales comopass-through. Se le permitiría a las empresas hidráulicas conservar una porción de estos contratos, cuyo límite estaría dado por la capacidad demanejar los precios. La remuneración de la capacidad de Edelca se haría igualmente con base en costos promedio u otra fórmula que diseñaría el regulador.17Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Remuneración Actividad de TransmisiónRégimen Permanente 30- Análisis comparativo con empresas internacionales ylocales de transmisión considerando los costos y gastosrelacionados con la prestación del servicio.La remuneración de la actividad de transmisión, en elcaso de las instalaciones de existentes, se determinaráconsiderando los costos eficientes de inversión. Estosson calculados como la cuota anual equivalente del ValorNuevo de Reemplazo, incluyendo todos los costos deinversión necesarios para la construcción de cadainstalación, valorados a los precios de referenciadefinidos por la CNEE. Para el caso de infraestructuraexistente, se utiliza para la determinación del Factor deRecuperación del Capital la vida útil técnica remanentepara cada tipo de instalación, con independencia de loscriterios contables de depreciación. Para la nuevainfraestructura se considerará el Valor Nuevo deReemplazo a toda la inversión. 31 Adicionalmente, sereconocen los costos de administración, operación ymantenimiento, siendo los equivalentes a empresasgestionadas eficientemente, en los siguientes términos:- Se adopta como criterio de comparación un coeficienteque calcule los gastos de administración, operación ymantenimiento como un porcentaje del Valor Nuevode Reemplazo de las instalaciones de cada empresa.Este coeficiente se ajustará considerando los costoslaborales y de insumos en Venezuela.Para recuperar los costos de transmisión se diseñaranlos siguientes cargos:- Cargo por Acceso: Es el asociado al costo delequipamiento de conexión y transformación, más loscostos de operación y mantenimiento conforme conla calidad del servicio requerida. Este cargo serápagado por los agentes conectados directamente alas instalaciones de transmisión en proporción a lapotencia conectada.Figura 5: Esquema de Remuneración de la TransmisiónCostosReconocidos¿Cómo Pagan los Generadoresy las Demandas?INVERSIONES +RENTABILIDADJUSTACARGO PORACCESOOPERACIÓN YMANTENIMIENTOTARIFASNODALESIMPUESTOS EINCENTIVOPARA CALIDADEMPRESA DETRANSMISIÓNINGRESOTARIFARIOCARGO POR USODE LAS REDESCosto de Transmisión= Cargo por Acceso + Cargo por Uso de las RedesFuente: FUNDELEC, 2002.18Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela30. Información tomada del borrador Normas sobre el Régimen Económico del Servicio Eléctrico.31. Un mecanismo alternativo para remunerar la nueva infraestructura es utilizar el esquema aplicado en muchos países, incluyendo a Perú y Brasil, dondese subasta el derecho a la construcción de nueva infraestructura de transmisión. El oferente que requiera la menor remuneración anual recibe laconcesión, la cual se distribuye entre los cargos por uso y cargos por acceso.

- Cargo por uso de las Redes: Es el asociado al uso delequipamiento de transmisión dedicado a conectarentre sí a los distintos nodos del sistema, de acuerdocon la calidad del servicio requerida. Este cargo seráobtenido mediante un método que considere laparticipación de cada usuario en los costos de lasinstalaciones de transmisión.Régimen de Transiciónreales e introducirles criterios de eficiencia, es decir, seva a aplicar un criterio mixto de remuneración por costoshistóricos y Valor Nuevo de Reemplazo. Con base en eldiseño de redes y organizaciones empresarialesadaptadas, se calculan los costos y se determina laremuneración para cada empresa de distribución. Losmismos variarán de una a otra dependiendo de su áreade atención, nivel de densidad y la estructura de su mercado.Los costos en términos eficientes son:La estimación de los costos de transmisión se realizarácomo está previsto en el Régimen Permanente,planteándose la transición en el diseño de las tarifas atrasladar a la demanda (Distribuidoras y Grandes Usuarios).Las tarifas a trasladar a la demanda serán el costo resultantede dividir los costos totales reconocidos para cada líneade transmisión entre la demanda total, considerando larentabilidad reconocida. El pago se hará por medio deuna tarifa por servicio de transmisión a nivel nacional,conocido como “Método de Estampilla Postal”, donde latarifa se establece independiente de la ubicación de laoferta y la demanda. Los propietarios de las redes detransmisión recibirán la remuneración regulada asignadaa las redes bajo su propiedad.Al igual que en el caso de contratos de suministro degeneración, en transmisión existen contratos por el usode las redes por parte de terceros, firmados antes del iniciodel período de transición, los cuales serán sometidos aconsideraciones legales, para evaluar si continúanvigentes o no dado que la LOSE establece el libre accesoa las redes y que las mismas estarán a la orden del CNGo en su defecto del MEM.- Costos en redes de baja y media tensión determinadosmediante la correspondiente cuota anual del ValorNuevo de Reemplazo, para redes de referencia técnicay económicamente adaptadas para la prestación delservicio, con base en los siguientes criterios:•Definición de indicadores por parte del regulador,que permitirán establecer los sectores de distribucióntípicos, que serán zonas geográficas electrificadascon similares valores agregados de distribuciónpor unidad de potencia.•Para cada sector de distribución típico, seobtendrá una red de referencia a partir de muestrasrepresentativas en cada sector, ajustando sudimensionamiento para la adaptación técnica yeconómica eficiente y de acuerdo con un nivel decalidad de servicio preestablecido por el regulador.•Determinadas las redes de referencia, se calcularála inversión requerida para cada una de ellas,considerando materiales, mano de obra, ingenieríay costos indirectos, a los precios de referenciaque serán definidos por el regulador.Remuneración Actividad de DistribuciónRégimen PermanenteLa metodología para definir los costos de distribución ycomercialización consiste en partir de las empresas•El Valor Nuevo de Reemplazo aplicable a unárea de servicio se obtendrá como el promedio dedicho valor correspondiente a la red de referenciade cada sector típico en el área, ponderado segúnla demanda atendida en cada uno de ellos.19Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

- Costos en redes de subtransmisión se determinancon base en la correspondiente cuota anual del ValorNuevo de Reemplazo de los activos, calculado encondiciones de eficiencia.Las Tarifas a usuarios finales tendrán los siguientes costosdetallados:- Costos por compra de energía,- Costos de operación y mantenimiento eficientes,serán determinados por nivel de tensión y se establecenmediante el análisis de las redes de referencia y delas instalaciones de subtransmisión, tomando encuenta aspectos tales como los parámetros de calidaddel servicio, la dispersión geográfica de los usuarios,el diseño y topología de las redes de distribución.- Costos indirectos, se definen con base en unaempresa de referencia eficiente, diseñada medianteun análisis de procesos que tome en cuenta los objetivosde calidad técnica y comercial.- Pérdidas de energía eléctrica, las cuales serándefinidas por el regulador para cada período tarifario.- Costos por gestión comercial serán los correspondientesa una operación eficiente.- Costo del capital de trabajo, será el equivalente a unoo dos meses de facturación, reconociéndose comoanualidad el porcentaje de la tasa de remuneracióndefinida por el regulador.- Rentabilidad justa acorde con actividades de riesgosimilar.Los costos en referencia son determinados por nivelesde tensión y asignados a usuarios finales, con base enfactores de asignación productos de:- Los resultados de los estudios de caracterización decarga,- Los datos del mercado aportados por las empresasdistribuidoras, los cuales incluirán, al menos, paracada grupo de usuarios o categoría tarifaria, laenergía y potencia facturadas, las pérdidas eléctricasy el número de usuarios.- Costos por transmisión,- Costos por gestión del sistema,- Costos por la distribución,- Costos por la gestión comercial,- Costos del regulador.Régimen de TransiciónLa determinación de los costos de distribución ycomercialización no requiere pasar por un período detransición, razón por la cual la remuneración se prevédeterminarla como se plantea en el régimen permanente,siendo la única excepción la consideración de laseparación contable y no jurídica de las actividades.SubsidiosLa LOSE en cuanto a la definición de los subsidiosestablece lo siguiente:- El Ejecutivo Nacional podrá establecer subsidios ausuarios residenciales de muy bajos ingresos o asectores específicos.- No se permiten subsidios cruzados entre sectores oentre regiones.- Los subsidios serán directos, focalizados y temporales- Se crea un fondo de subsidios con el 1% de la remuneraciónde los generadores.- Se establecerá una política clara de subsidios.20Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

En este sentido, el MEM ha conformado un equipo detrabajo en FUNDELEC encargado de proponer la políticade subsidios a seguir para el período tarifarioa 2004-2007. Conociéndose que se cuantificará la cantidad dedinero que recibe el Sector Eléctrico por concepto deldiferencial de precios de los combustibles internos enrelación con los precios de exportación, considerándoseeste diferencial como un subsidio que todas las clases deservicio han recibido, hasta el primer semestre de 2004,por igual. Para el nuevo período tarifario 2004-2007, seprevé canalizar estos recursos para financiar el subsidioa clases de servicio específicas que reúnan ciertascaracterísticas predefinidas por el regulador.Los subsidios se estima se manejaran como descuentossobre las tarifas definidas para cada clase de servicio, loscuales se detallaran en las facturas de electricidad, deforma de crear conciencia del valor real de la tarifa y elque se paga producto de una política de subsidio,adicionalmente se informará la fuente de financiamientodel mismo.Régimen Tarifario VigenteEl régimen tarifario vigente para el sector eléctrico fueaprobado por los Ministros de Energía y Minas, y Produccióny Comercio, y publicadas en Gaceta Oficial 32 . Son nivelestarifarios definidos por el MEM, que representan preciosmáximos que las empresas deben respetar. El régimentarifario vigente fue estimado originalmente para el período1999-2002, y fue modificado por el MEM en dos (2)oportunidades, lo cual fue percibido por las empresascomo un cambio en las reglas 33 . Este pliego continuarávigente hasta que se publique en Gaceta Oficial el nuevopliego.La determinación de los niveles tarifarios proviene de larealización de estudios de Costo del Servicio y deCaracterización de la Carga, para cada una de lasempresas del sector, los cuales son ejecutados porMEM-FUNDELEC, conjuntamente con los representantesde las empresas, quienes están obligados a suministrar aMEM-FUNDELEC la información necesaria para realizarlos mismos.La remuneración de la inversión, hasta el primer semestredel año 2004, se realiza utilizando la metodología deCosto más Beneficio, mejor conocida como Cost-Plus, lacual ha sido aplicada bajo un esquema de empresasintegradas verticalmente. Consiste en el reconocimientode todos los costos en que incurre una empresa eléctricapara prestar el servicio, más una rentabilidad máximadefinida por el MEM, que es un porcentaje que se aplicasobre la base tarifaria 34 .En la Figura 6 se presenta la formación de los costos areconocer para cada una de las actividades degeneración, transmisión, distribución y comercialización,especificándose los niveles de rentabilidad reconocidospor el MEM para cada actividad. Con base en estos sediseñan tarifas únicas para cada empresa del sector. Unavez definida la tarifa promedio se diseñan las tarifas paracada clase de consumidor considerando los resultadosdel estudio de Caracterización de la Carga 35 , que suministrainformación sobre la forma en que los distintos tipos declientes hacen uso del sistema eléctrico, permitiendodeterminar la responsabilidad que cada uno tiene en loscostos en que incurre la empresa para prestar el servicio,obteniéndose lo que se denomina Factores deAsignación por clase de servicio (Residencial, GeneralBaja Tensión, General Media Tensión, etc.), y quedefinen las diferencias razonables que se presentanentre las distintas tarifas a aplicar a los clientes.32. Gaceta Oficial Nº 37.415, de fecha 03 de abril de 2002.33. En la primera oportunidad, en junio de 2001, la motivación fue actualizar las premisas macroeconómicas y de precios de los combustibles y de la energíacomprada, dado que el comportamiento real de las mismas se ubicaba muy por debajo de las previstas en las estimaciones utilizadas para definir loscostos. Adicionalmente, se aprovecho para limitar el impacto de los incrementos en las tarifas residenciales.34. En la segunda oportunidad, en abril de 2002, la motivación fue actualizar las combinaciones de los tipos de combustibles y cantidades necesarias parala generación de energía, así como eliminar el concepto de energía de sustitución (energía a bajo precio cuando existen excedentes de agua), queEDELCA suministraba a las empresas. Esto se produce por la existencia de una fuerte sequía que limito las cantidades de energía hidroeléctricadisponible para abastecer la demanda, obligando a generar al máximo con termoelectricidad, implicando esto mayores costos para las empresas y losusuarios finales. Adicionalmente, se aprovecho para limitar el impacto de los incrementos en las tarifas residenciales.35. En teoría este porcentaje es el porcentaje mostrado en la Figura 6. En la práctica, sin embargo, dados todos los retrasos en la aplicación de factores deajuste, no se ha dado este nivel de remuneración. Se entiende como Base Tarifaria la suma del total de activos fijos netos promedio revaluados (según ladeclaración de impuestos sobre activos empresariales, ISLR), más un capital de trabajo equivalente a tres (3) meses de los gastos de operación y mantenimiento.36. En Venezuela el MEM a través de FUNDELEC ha realizado a la fecha dos Estudios de Caracterización de la Carga, denominados Fase I (1998) y Fase II(2000). El primero sirvió de base para el diseño tarifario del régimen vigente, y el segundo ha sido utilizado en el Estudio de Costos y Tarifas para Electricidad.Este último está siendo ejecutado por MEM-FUNDELEC para definir la propuesta metodológica del nuevo régimen Económico para el Sector Eléctricocon base en lo establecido en la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico y está sirviendo de base para el diseño de las tarifas del régimen previsto para elperíodo 2004-2007.21Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Una vez asignados los Costos del Servicio, los mismosse reparten entre las ventas prevista por empresa paracada clase de servicio, considerando un porcentaje dePérdidas de Energía Acreditadas, 36 y no las querealmente tiene la empresa. Esto implica que los clientesconectados legalmente tienen una responsabilidad parcialsobre los costos asociados a la energía consumida porlos clientes conectados ilegalmente o a los diferencialesentre las estimaciones y los consumos reales. 37 El diferencialentre las pérdidas acreditadas y las pérdidas realesocasiona a las empresas importantes niveles de costosno reconocidos en las tarifas. Como se verá másadelante, este diferencial puede ser muy importantepara algunas empresas. Posteriormente se aplicaFactores de Ajustes sobre cada clase de servicio, quecorrigen las variaciones que puedan producirse enpremisas claves asumidas para la determinación de loscostos a reconocer en las tarifas. Estos Factores deAjustes son los denominados:- Factor de Ajuste de Precios (FAP), de aplicaciónsemestral, que corrige los cambios en las variablesmacroeconómicas como son Inflación Nacional y deEstados Unidos (IPC y CPI) y Tipo de Cambio (Bs/$),con una ponderación, por empresa, entre lo costosque varían con base en los precios a nivel nacional ylos que varían con base en los precios a nivel internacional.- Cargo por Ajuste en el Precio del Combustible o de laEnergía Comprada (CACE), que es de aplicaciónmensual.Estos factores se aplican a todas las clases de serviciopor igual, excluyendo únicamente a la Tarifa ResidencialSocial, esto motivado por una decisión política almomento de autorizar y publicar los niveles tarifarios. LaTarifa Residencial Social se aplica al valor nominal publicadoen la Gaceta Oficial 38 , y la misma está dirigida a aquellosclientes cuyo consumo no supere un limite establecidopor el MEM que difiere de una empresa a otra:Figura 6: Formación de los Costos en un Esquema de Empresas IntegradasFORMACIÓNDELOSCOSTOS+ActividadesSuministroGeneración+Compra de EnergíaTransmisión+Distribución yComercialización=Costos Eficientes asociados a cadaActividadDepreciación Anual RevaluadaGastos de MantenimientoGastos de PersonalCosto por CombustiblesISLRUtilidad (5% Base Tarifaria)Traslado Directo del CostoDepreciación Anual RevaluadaGastos de MantenimientoGastos de PersonalISLRUtilidad (4% Base Tarifaria)Depreciación Anual RevaluadaGastos de MantenimientoGastos de PersonalISLRUtilidad (9% Base Tarifaria)Costo Promedio + Impuesto Municipal e IVAFuente: FUNDELEC, 200136. Es la diferencia existente entre la disponibilidad de energía, a la entrada del sistema de transmisión o distribución, y el consumo final de energía porparte de los usuarios.37. Una de los objetivos del Proyecto de CADAFE para la optimización de su gestión comercial es medir todo el consumo de sus clientes. En la actualidad,los consumos de una porción de sus clientes son estimados con base en consumos típicos. Estos consumos típicos, sin embargo, pueden presentardesviaciones importantes con respecto a lo que se consume realmente ya que los clientes no tienen incentivos a limitar sus consumos.38. Gaceta Oficial Nº 37.415, de fecha 03 de abril de 2002.22Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

- ENELVEN Y ENELCO: el límite establecido es hasta300 kWh por mes.CADAFE y sus empresas filiales, EDC y Filiales yELEVAL: el límite establecido es 200 kWh por mes.- ELEBOL, ENELBAR, CALEY y CALIFE: el límiteestablecido es 100 kWh por mes.La política de subsidios aplicada estuvo orientada areducir el subsidio entre clases de servicio (por ejemplode no residenciales a residenciales), implementándose elsubsidio dentro de una misma clase. En nuestro caso, losclientes residenciales de alto consumo subsidian a los debajo consumo, buscando que el promedio ponderado delas tarifas residenciales fuese equivalente a la tarifarequerida por la empresa para recuperar los costosasociados a esta clase de servicio.Las Tarifas Eléctricas resultantes para cada empresa delsector difieren de una empresa a otra, dado que suscostos dependen de:- El parque de generación propio de cada empresa(Tecnología y Combustibles a utilizar),- Existencia de necesidades, diferentes para cadaempresa, para completar el abastecimiento de sudemanda, con compras de energía y potencia a terceros,- La utilización de las líneas de transmisión propias decada empresa y en la utilización de líneas de transmisióny de distribución de terceros para abastecer sudemanda,- La no existencia de libre acceso a las redes de transmisióny distribución que obligan a los usuarios a ser clientesde las empresas que abastecen las áreas en dondese encuentren ubicados,- La densidad del mercado que abastecen (a mayordensidad menores costos de distribución),- La composición del mercado entre clientes residencialesy no residenciales,- Pérdidas de energía no técnicas que son reconocidas.Bajo este esquema de definición de los costos seobtienen niveles tarifarios diferentes por áreas geográficas.Las empresas que no poseen generación o cuyageneración es insuficiente deben comprar la energía ypotencia a terceros para abastecer la demanda de losclientes del área de la empresa que corresponda, cuandosea requerido. Los precios de este mercado también hansido regulados para las empresas eléctricas queaccedan al mismo. Situación similar se presenta para elcaso de los peajes de transmisión contratados a terceros.El cálculo se realizó con base en una empresa “eficiente”que realizara la actividad utilizando las mejores prácticasde la industria. Este pliego consideraba 39 un período detransición que reconocía el nivel de pérdidas existentes ycreaba incentivos para que las empresas redujeran estaspérdidas. El pliego tarifario también buscaba que semantuviera la remuneración en dólares y la reducción desubsidios cruzados entre clases de consumidores. En elaño 2000 y debido a razones de índole política se buscódesacelerar la reducción de los subsidios cruzados y enel año 2001 se bajó de prioridad el objetivo de mantenerla tarifa promedio en dólares. En el Gráfico 1 se presentanlas estructuras de costos por empresa, previstas para elaño 2002.Los niveles tarifarios vigentes son ajustados considerandolas proporciones presentadas en el Gráfico 1, razón porla cual el conservar los niveles tarifarios en términosreales no significa preservar su valor en dólares o enbolívares, sino es una combinación de ambos, dada laponderación preestablecida en la estructura de costos yel objetivo es mantener la rentabilidad de la empresa.39. Se consideraron en la estimación de los niveles tarifarios, pérdidas de energía técnicas y no técnicas acreditadas, es decir, valores reconocidos que seencontraban por encima de los eficientes y por debajo de los reales, trazando un horizonte decreciente de las mismas, hasta alcanzar niveles razonablespara el año 2002. Adicionalmente, se implemento la política de reducción de subsidios cruzados, de los No Residenciales a los Residenciales, meta quese alcanzaba para el año 2002, y se implemento el subsidio intraclase residencial, donde los clientes Residenciales de mayor consumo subsidian a losde menor consumo (200kWh mes hoy en día). En la practica las tarifas no residenciales fueron alcanzando la meta de sincerar los costos eficientes delservicio, y la tarifas residenciales se han ido incrementando en términos reales pero sin alcanzar el costo eficiente del servicio, producto de la adopciónde políticas por parte de las empresas del Estado para minimizar problemas de índole social.23Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 1: Estructura Costos del Servicio: Compra de Combustibles yEnergía, Componente Nacional y Componente Importado – Año 200270,00%60,00%Compra de Combustibles y EnergíaNacionalesImportado50,00%40,00%30,00%20,00%10,00%0,00%EDCCALEVELEGGUACALEYELEVALELEBOLCALIFESENECAENELVENENELCOENELBARCADAFEEDELCASEMDAFuente: Elaboración propia con base en Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 2002, Gaceta Oficial 36.612 de fecha 30 de diciembre de 1998 yGaceta Oficial 36.629 de fecha 26 de enero de 1999.En el Gráfico 2 se presentan los niveles tarifarios promedioscorrespondientes al año 2002, 2003 y abril-2004, en Mills$ por kWh, pudiéndose observar una tendencia decrecientede los mismos, que se explica fundamentalmente por:- La no aplicación del valor acumulado real del FAP.- Existencia de diferentes estructuras de costos encuanto a las proporciones por compras de combustiblesy energía, componente nacional y componenteimportado.que aplicaron su FAP en el 2002 y 2003, presentan unareducción mayor de sus niveles tarifarios, en comparacióncon EDC y ELEVAL, dado que la variación de los componentesen bolívares es menor que la de los componentes endólares.En los Gráfico 3 y Gráfico 4 se presentan los nivelestarifarios promedios de la clase residencial y de la noresidencial respectivamente, en Mills $ por kWh porempresas correspondiente al año 2002, 2003 y abril-04.Aquellas empresas con mayor proporciones de costospor componentes nacionales y compra de energía ycombustible, (por ejemplo CALIFE, CALEY, ELEBOL)24Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 2: Niveles Tarifarios Promedios en Mills $ /kWhMills de $/kWh70,002002 2003 Abr-0460,0050,0040,0030,0020,0010,000,00EDC CALEV ELEGGUA CALEY ELEVAL ELEBOL CALIFE SENECA ENELVEN ENELCO ENELBAR CADAFE EDELCA2002 59,58 52,43 54,00 47,93 51,48 34,06 55,25 46,67 43,07 45,48 44,23 47,11 16,882003 57,53 52,82 54,35 40,74 51,26 38,23 44,48 40,42 33,50 34,13 33,93 38,02 17,26Abr-04 49,37 45,44 46,72 36,35 46,19 34,30 39,73 34,31 28,87 29,40 30,00 33,08 14,39Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP, Estadísticas de CAVEINEL y BCV (2002: 1.160,95 Bs/$, 2003: 1.600 Bs/$ yen Abril-04: 1.920 Bs/$)Gráfico 3: Niveles Tarifarios Promedios Residenciales Mills $ /kWhMills de $/kWh70,002002 2003 Abr-0460,0050,0040,0030,0020,0010,000,00EDC CALEV ELEGGUA CALEY ELEVAL ELEBOL CALIFE SENECA ENELVEN ENELCO ENELBAR CADAFE2002 58,81 55,60 56,70 55,82 53,19 26,11 56,95 46,15 47,20 47,03 47,41 43,122003 59,89 55,92 56,55 47,45 52,51 31,39 44,76 41,96 34,49 32,77 34,62 32,29Abr-04 51,33 48,03 48,55 41,93 47,23 28,60 39,97 35,59 29,70 28,26 30,57 28,30Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP, Estadísticas de CAVEINEL y BCV (2002: 1.160,95 Bs/$, 2003: 1.600 Bs/$ yen Abril-04: 1.920 Bs/$)25Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 4: Niveles Tarifarios promedios No Residenciales en Mills $ /kWhMills de $/kWh70,002002 2003 Abr-0460,0050,0040,0030,0020,0010,000,00EDC CALEV ELEGGUA CALEY ELEVAL ELEBOL CALIFE SENECA ENELVEN ENELCO ENELBAR CADAFE2002 60,02 50,93 52,48 41,33 50,21 43,49 53,85 47,03 39,27 43,64 42,51 49,442003 56,20 51,36 53,13 34,99 50,33 47,20 44,24 39,23 32,57 36,04 33,54 41,65Abr-04 48,26 44,22 45,70 31,55 45,42 41,77 39,53 33,32 28,10 30,99 29,67 36,10Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP, Estadísticas de CAVEINEL y BCV (2002: 1.160,95 Bs/$, 2003: 1.600 Bs/$ yen Abril-04: 1.920 Bs/$)A continuación se presentan un gráfico por empresaeléctrica con las tarifas promedio en Mills $/kWh para elperíodo 1991-2003 . 40Gráfico 5: CADAFE Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWh – Período 1991-2003Mills $/kWh80,0070,0066,52 69,0963,7247,1160,0056,6250,0040,0030,0049,8444,5844,29 43,8938,5335,8925,7638,0233,0820,0010,000,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-04Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCV40. Las paridades cambiarias utilizadas fueron tomadas del Banco Central de Venezuela (www.bcv.gov.ve) siendo: 1991: 56,93 Bs/$, 1992: 68,41 Bs/$,1993: 91,15 Bs/$, 1994: 148,89 Bs/$, 1995: 176,85 Bs/$, 1996: 417,34 Bs/$, 1997: 488,59 Bs/$, 1998: 547,55 Bs/$, 1999: 605,70 Bs/$, 2000:679,93Bs/$, 2001: 723,67 Bs/$, 2002: 1160,95 Bs/$, 2003: 1600 Bs/$ y Abril 2004: 1920 Bs/$.26Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 6: Electricidad de Caracas yEmpresas Filiales Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWh – Período 1991-2003Mills $/kWh90,0080,0070,0060,0050,0040,0030,0020,0010,0060,0245,2065,27 64,2375,9642,5859,6875,01 74,0276,3072,1457,20 55,9848,08Gráfico 9: ELEBOL Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Mills $/kWh50,0045,0040,0035,0030,0025,0020,0015,0010,005,0028,2527,6542,6435,29 36,81 16,3313,4511,6719,5131,0444,3338,2334,06 34,300,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-040,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-04Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVMills $/kWh60,0050,0040,0030,0020,00Gráfico 7: CALEY Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-200329,7126,4626,4222,6417,5915,99 16,7741,7746,8557,0454,0247,9340,7436,35Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVGráfico 10: CALIFE Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Mills $/kWh70,0060,0050,0040,0030,0020,0033,26 33,83 36,7446,1042,7227,8539,14 40,34 50,6763,47 64,28 55,2544,4839,7310,0010,000,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-040,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Abr-04Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVGráfico 8: ELEVAL Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVGráfico 11: SENECA Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Mills $/kWhMills $/kWh70,0080,0060,0050,0040,0030,0060,0354,9552,6749,53 48,7733,6341,69 39,4343,9851,0959,1351,4851,2646,1970,0060,0050,0040,00Durante este período era CADAFE55,4049,8444,5844,2938,5343,8935,8960,1468,6967,3046,6740,4234,3120,0030,0020,0025,7610,0010,000,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-040,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-04Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVFuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCV27Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 12: ENELVEN Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Mills $/kWh70,00Gráfico 14: ENELBAR Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Mills $/kWh70,0060,0050,0040,0030,0020,0021,4820,4929,65 28,5131,3518,3533,8441,3849,3653,9858,5943,0733,5028,8760,0050,0040,0030,0020,0023,43 23,65 31,10 32,2634,35 19,7031,4537,6943,5154,4359,8244,2333,9330,0010,0010,000,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-040,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-04Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVGráfico 13: ENELCO Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVGráfico 15: EDELCA Tarifa PromedioAnual en Mills $/kWhPeríodo 1991-2003Mills $/kWhMills $/kWh70,0020,0060,0050,0058,2953,9846,9545,4818,0016,0014,0013,7214,5915,20 15,55 15,3315,0817,7917,2617,08 16,8814,3940,0030,0020,0010,0038,4334,15 35,63 37,9531,6318,58 20,84 21,6134,1329,4012,0010,008,006,004,002,000,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-040,001991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Abr-04Fuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVFuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVExiste un rezago en las tarifas eléctricas (ver Gráfico 16 yGráfico 17). Este se presenta como consecuencia de laaceleración del porcentaje de devaluación del bolívar enrelación con el dólar debido a que las tarifas eléctricasposeen un componente importante en dólares, y el ajustede las mismas se realiza por la variación de las variablesmacroeconómicas reales en relación con las previstas enla estimación de las mismas. El ajuste se realizasemestralmente, y es producto de los cambios en lainflación, en la paridad Bs/$ e inflación externa.28Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 16. Comparación entre las tarifasobjetivo del pliego tarifario de 1999 y lastarifas de febrero de 2003 por empresa.Gráfico 17. Evolución de la tarifa real(en US$) como porcentaje de la tarifapromedio objetivo del pliego tarifario.8,00Tarifa Promedio en USA CTS $/kWhTarifa Real como Porcentaje de la Tarifa Objetivo7,006,00100,0%5,004,003,0050,0%2,001,000,00Cadafe Caley Calife Elebol Elecar Eleval Enelbar Enelven Semda Seneca EDELCATarifa Objetivo '03 Tarifa Real Feb '030,0%1999 2000 2001 2002 2003Cadafe Caley Calife Elebol Elecar ElevalEnelbar Enelven Semda Seneca EdelcaFuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVFuente: Elaboración Propia con base en Datos del CACE, FAP,Estadísticas de CAVEINEL y BCVFactores de AjusteVINP(s-1) =Variación Prevista en por unidad del Indice de Precios al Consumidor del Área Metropolitana deCaracas, desde el momento inicial “0” (31/12/01) hasta el cierre del semestre “s-1”.Los factores de ajuste tienen como objetivo conservar entérminos reales los niveles tarifarios definidos para unperíodo de cuatro años. La aplicación de estos factorespermiten corregir las variaciones que se producen en losindicadores de inflación nacional (IPC), inflación externa(Estados Unidos - CPI) y paridad cambiaria (Bs/$),utilizados como referencia en la estimación de los costosdel servicio eléctrico.VIIR(s-1) = Variación Real en por unidad del Indice de Precios al Consumidor (Consumer Price Index –All Urban Consumers, Not Seasonally Adjusted, U.S. city average, all items, Base period: 1982-84=100) de los Estados Unidos de Norteamérica, publicado por el Bureau of Labor Statistics delU.S. Department of Labor, desde el momento inicial “0” (31/12/01) hasta el cierre del penúltimomes del semestre “s-1”.VIIP(s-1) = Variación Prevista en por unidad del Indice de Precios al Consumidor (Consumer Price Index –All Urban Consumers, Not Seasonally Adjusted, U.S. city average, all items, Base period: 1982-84=100) de los Estados Unidos de Norteamérica, desde el momento inicial “0” (31/12/01) hasta elcierre del semestre “s-1”.PCR(s-1) = Paridad Cambiaria Real Promedio del semestre “s-1”.PCP(s-1) = Paridad Cambiaria Prevista Promedio del semestre “s-1”.- El Cargo por Ajuste en el Precio del Combustible o dela Energía Comprada (CACE), de aplicación mensual,y se define como:Los Factores de Ajuste que se encuentran vigentes enVenezuela son los siguientes : 41CACE(t)( PR( )-PP P( ))* C ( )nÂi 1i,t==ETRP*(t)i,tPPA(t)( 1-)100i,t- El Factor de Ajuste de Precios (FAP), de aplicaciónsemestral, que corrige los cambios en las variablesmacroeconómicas, y se define como:FAP(s)Donde:= PCE(T)+⎡⎛⎢⎜⎢⎣⎝PCN(T)VINR(s -1)*VINP(s -1)⎞ ⎛⎟ + ⎜⎠ ⎝VIIR(s -1)PCI(T)*VIIP(s -1)PC *PC *R(s -1)P(s -1)⎞⎤⎟⎥⎠⎥⎦Donde:P R (i,t) =P (i,t) =C P (i,t) =ETR P (t) =PPA(t) =n =i =Precio Real del combustible o de la energía comprada “i” para el mes “t”,expresado en las unidades que les corresponda.Precio Previsto del combustible o de la energía comprada “i” para el mes“t”, expresado en las unidades que les corresponda.Cantidad Prevista del combustible o de la energía comprada “i” para el mes“t”, expresado en las unidades que les corresponda.Energía Total Requerida Prevista para el sistema en el mes “t”, en kWh.Porcentaje de Pérdidas Acreditadas en el mes “t”.Número total de combustibles más la energía comprada.Tipo de combustible o de energía comprada.PCE(T) =PCN(T) =PCI(T) =VINR(s-1) =Participación en por unidad de los costos por concepto de compra de combustibles yenergía, con respecto al total de requerimientos de ingresos para el año “T”, prevista en elcálculo de los niveles tarifarios.Participación en por unidad del resto del Componente Nacional con respecto al total derequerimientos de ingresos para el año “T”, prevista en el cálculo de los niveles tarifarios.Participación en por unidad del Componente Importado con respecto al total de requerimientosde ingresos para el año “T”, prevista en el cálculo de los niveles tarifarios.Variación Real en por unidad del Indice de Precios al Consumidor del Área Metropolitana deCaracas, publicado por el Banco Central de Venezuela (BCV), desde el momento inicial “0”(31/12/01) hasta el cierre del semestre “s-1”.En caso de modificaciones en las cantidades de loscombustibles consumidos, debido a déficit comprobadode alguno de ellos o a una situación de emergencia, elCACE se calculará mediante la siguiente fórmula:41. Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 2002, Gaceta Oficial 36.612 de fecha 30 de diciembre de 1998 y Gaceta Oficial 36.629 de fecha 26 deenero de 1999.29Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

CACE (t) = CPCE R (t) - CPCE P (t) + CPI (t)Donde:CPCER(t) = Costo Promedio Real por Compras de “Combustible y Energía” enel mes “t”CPCEP(t) = Costo Promedio Previsto por Compras de “Combustible y Energía”en el mes “t”CPI(t) =Costo Promedio Incremental en el mes “t”. Permite reconocer losincrementos de costos (operación y mantenimiento y transporte decombustible), no previstos en el cálculo de las tarifas, que seoriginen en aquellos casos en los cuales las empresas eléctricasno reciban la totalidad de la energía comprada prevista y debangenerar con sus plantas termoeléctricas las cantidades adicionalesde energía eléctrica que compensen la energía no suministrada.Su aplicación requiere de la aprobación de la Comisión Nacionalde Energía Eléctrica.CPCER(t)M R∑ CCi = 1=*PCR( i,t) ( i,t) ( j,t) ( j,t)RETRN+R∑ CEj = 1() t * ( 1- PPA()t )* PERETR R (t) =M∑ CC R ( i , t)FEC(i,t) +N∑CE ( j,t )i = 1j = 1CPCEP(t)M P∑ CCi = 1=CPI(t)* PCP( i,t) ( i,t) ( j,t) ( j,t)PETR=RETRN+P∑ CEj = 1() t * ( 1- PPA()t )CTI(t)() t * ( 1-PPA() t )* PEPpublicados en la Gaceta Oficial. Estos factores no sequedan permanentemente en las tarifas. Cuando secalcula un nuevo factor este sustituye al anterior. ElCACE se determina con base en la información registradade precios y cantidades utilizadas realmente en el mesanterior de su aplicación, obteniéndose un nuevo CACEcada mes que reemplaza al anterior.Las empresas eléctricas tienen la obligación de realizarlos cálculos del FAP y del CACE y remitirlos al MEM,quién notificará a las empresas los valores a aplicar. Encaso de no producirse la notificación por parte del reguladorlas empresas podrán aplicar los valores estimados porellas. En la práctica el CACE ha sido aplicado conregularidad y sin ningún problema por parte de todas lasempresas de electricidad. En el Gráfico 18 se presentanlos valores de los CACE aplicados por las empresas enabril de 2004. En el caso de EDELCA el CACE siemprees cero debido a que sólo se están considerando losclientes regulados, cuyas demandas son abastecidascon energía hidroeléctrica.Donde:CCR(i,t) =Cantidad Real del Combustible comprado “i” en el mes “t”, expresadasen las unidades que les correspondan.En el Gráfico 19 se presentan los factores CACE aprobadospor el regulador para la empresa CADAFE para el períodoenero 2003-marzo 2004.CCP(i,t) = Cantidad Prevista del Comb ustible comprado “i” en el mes “t”,expresadas en las unidades que les correspondan.CER(j,t) = Cantidad Real de la Energía Comprada “j” en el mes “t”.CEP(j,t) = Cantidad Prevista de la Energía Comprada “j” en el mes “t”.PCR(i,t) = Precio Real del Combustible comprado “i” en el mes “t”.PCP(i,t) = Precio Previsto del Combustible comprado “i” en el mes “t”.PER(j,t) = Precio Real de la Energía comprada “j” en el mes “t”.PEP(i,t) = Precio Previsto de la Energía comprada “j” en el mes “t”.CTI(t) =Costo Total Incremental en el mes “t”.ETRR(t) = Energía Total Requerida Real para el sistema en el mes “t”.EFC(I,t) = Factor de Eficiencia del Combustible “i” en el mes “t”, expresado enunidades de volumen sobre unidades de energía.PPA(t) =Porcentaje de Pérdidas Acreditadas en el mes “t”.M =Número de Combustible (Gas Metano, Diesel y Fuel Oil) comprados enel mes “t”N =Número de Energías compradas en el mes “t”i =Tipo de Combustible comprado.j =Tipo de Energía comprada.El FAP es un factor acumulativo que multiplica los cargosprevistos en la Gaceta Oficial (Fijos, Energía y Demanda)para cada clase de servicio. El CACE se expresa enBs/kWh y se suma a los cargos por energía, tambiénEn el caso del FAP, la situación ha sido otra, al no poderser aplicado por parte de las empresas propiedad delEstado durante el año 2002 y el primer semestre del año2003 por requerimientos del mismo Estado, a través delMEM, por considerar que los ajustes asociados a laaplicación del mismo podrían ocasionar problemassociales. Las empresas de propiedad privada si aplicaronlos FAP correspondientes al período en referencia.Para el segundo semestre del año 2003, las empresasde propiedad privada ven condicionada por parte delMEM la aplicación del nuevo valor acumulado del FAP,como consecuencia de que en mayo de 2003, se públicaen Gaceta Oficial 42 , que el MEM se reserva la potestadde la aplicación del FAP, pudiendo establecer posiblescronogramas de aplicación del mismo, con el objetivo de“evitar alzas indebidas y arbitrarias de las tarifas eléctricas”.42. Gaceta Oficial 37.682, de fecha 05 de mayo de 2003. Articulo 2.30Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 18: CACE aplicado en abril de 2004Bs/kWh10,00008,00006,00004,00004,72 4,72 4,725,297,986,655,963,13 3,134,26 4,402,00000,00000,00-2,0000-1,50-4,0000-6,0000-8,0000-10,0000-9,81-12,0000EDCCALEVELEGGUACALEYELEVALELEBOLCALIFESENECA (1)ENELVENENELCOENELBARCADAFEEDELCASEMDAFuente: Elaboración propia con base en datos de MEM, Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 2002, Gaceta Oficial 36.612de fecha 30 de diciembre de 1998 y Gaceta Oficial 36.629 de fecha 26 de enero de 1999.Gráfico 19: CADAFE factores CACE período enero 2003 – marzo 20045,000Bs/kWh4,5004,298 4,3954,0003,9743,5003,2473,5623,0002,5002,0001,5001,0000,5001,9990,7531,2581,0520,9221,0030,499 0,4322,6332,9060,000Ene-03Feb-03Mar-03Abr-03May-03Jun-03Jul-03Ago-03Sep-03Oct-03Nov-03Dic-03Ene-04Feb-04Mar-04Fuente: MEM, Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 200231Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

El objetivo del FAP es corregir las variaciones que se En enero de 2004, se determinaron los nuevos valoresproducen en las variables macroeconómicas, que del FAP considerando lo ocurrido en el segundo semestreafectan los niveles de costos asociados a la prestacióndel servicio, y representan un mecanismo de ajustede 2003, los cuales fueron sometidos a la consideracióndel MEM. Para mayo de 2004 no existe ningún pronunciamientoaprobado por el propio MEM, razón por la cual lasobre su posible aplicación, produciéndose una diferenciaaplicación de los mismos no conduce nunca a alzasentre el FAP que les corresponde a las empresas y elindebidas y arbitrarias de las tarifas, como plantea la gacetaen referencia. En realidad esta gaceta tiene como objetivouna política de control de precios que modifica laque se está aplicando efectivamente, diferencia esta quese traduce en un menor nivel tarifario.regulación prevista para el sector, que buscaba mantenerlos niveles tarifarios en términos reales. Esta modificaciónde la regulación perjudica los intereses de las empresaseléctricas. En este sentido el FAP acumulado a junio deEn el Gráfico 20 se presenta la comparación entre losFAP que le corresponderían aplicar a las empresaseléctricas, si los mismos no estuviesen condicionados a2003, cuya aplicación se realizaría a partir de finales delas decisiones del MEM y los que realmente se estánjulio de 2003, se condicionó a incrementos mensuales enaplicando, poniéndose en evidencia que las empresaslos niveles tarifarios equivalentes a un 2,5%, que seque se han visto mayormente perjudicadas son lasaplicaron en el período septiembre-diciembre de 2003,en todas las empresas, siendo lo novedoso la mismas empresas propiedad del Estado.autorización del Estado para que sus empresas aplicasenel FAP, que hasta la fecha no habían podido hacerlo. 43Gráfico 20: FAP acumulado para el período 01/2002 – 12/2003 vs. FAP Vigente2,0001,8001,6001,4001,2001,0001, 72 1, 72 1, 721, 59 1, 59 1, 591, 341, 291, 671, 531, 451, 381, 29 1, 301, 25FAP Acumulado Enero 2002 a Diciembr e2003FAP Aplicado1, 751, 48 1, 481, 531, 491, 09 1, 10 1, 10 1, 10 1, 101, 141, 101, 030,8000,6000,4000,2000,000EDCCALEVELE GGUACALEYELE VALELE BO LCALIFESENECA(1)ENELVENENELCOENELBARCA DAFEEDELCASEMD A32Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela(1) Medidas CompensatoriasFuente: Elaboración propia y datos de MEM, BCV, Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 2002,Gaceta Oficial 36.612 de fecha 30 de diciembre de 1998 y Gaceta Oficial 36.629 de fecha 26 de enero de 1999.43. El diferencial de ingresos por el rezado en la aplicación del FAP no ha podido ser recuperado por las empresas y es poco probable que se recupere en elfuturo.

En el caso específico de la empresa privada SENECA, ladiferencia que se observa entre su FAP acumulado y elde aplicación es superior que la presentada por el restode las empresas de propiedad privada, debido a que estáempresa recibe medidas compensatorias por parte delMEM que se traducen en descuentos importantes en elprecio del combustible Gasoil que utilizan para lageneración de energía, lo cual compensa en bolívaresgran parte de la diferencia existente en las tarifas por laparte del FAP no aplicado.En el Gráfico 21 se presentan los factores FAP de laempresa CADAFE para el período enero 2003 – marzo2004.Pérdidas de Energía EléctricaLas pérdidas de energía eléctrica representan la diferenciaexistente entre la disponibilidad de energía, a la entradadel sistema de transmisión o distribución, y el consumofinal de energía por parte de los usuarios. Las pérdidasse clasifican en:- Técnicas que son aquellas asociadas al sistema detransporte (transmisión y distribución) como porejemplo las producidas por disipación de calor en laslíneas, entre otras.- No Técnicas que son las asociadas a la red dedistribución, y se refieren a la energía no facturada por:Gráfico 21: CADAFE factores FAP período enero 2003 – abril 20041,12001,10001,10 1,10 1,10 1,101,08001,081,06001,051,04001,031,02001,00001,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,000,98000,96000,9400Ene-03Feb-03Mar-03Abr-03May-03Jun-03Jul-03Ago-03Sep-03Oct-03Nov-03Dic-03Ene-04Feb-04Mar-04Fuente: MEM, Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 200233Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

•La existencia de conexiones ilegales•Problemas de facturación relacionados con la noactualización de la base de datos comercial de laempresa•Estimación de los consumos a determinados gruposde clientes por falta de medidoresEl suministro es la cantidad de energía que se requiereingrese en los sistemas de transmisión y distribuciónpara poder satisfacer la demanda existente en undeterminado momento, y el consumo se refiere a la cantidadde energía que efectivamente están facturando lasempresas de electricidad, por eso la diferencia esconsiderada como pérdidas de energía (Técnicas y NoTécnicas) en el sentido de que fue producida pero no facturada.En los últimos años, las pérdidas de energía se hancaracterizado por representar un porcentaje elevado enrelación con el total de energía producida, manteniendouna tendencia creciente a nivel nacional en los últimosonce años como se puede observar en el Gráfico 22donde el suministro de energía se ha incrementado enmayor proporción que el consumo de energía facturado,poniendo en evidencia el crecimiento de las pérdidas deenergía.En el Gráfico 23 se presentan las pérdidas de energía enlos últimos once años, las cuales pasaron de 14.102GWh, de un total de suministro de 65.654 GWh, (21% depérdida) en 1993 a 25.744 GWh, de un total desuministro 32 GWh, (28% de pérdida) en el 2003.El problema de las pérdidas es más grave de lo queaparenta ser, dado que el porcentaje de pérdidasregistrado para el año 2003 de 28,31% representa unGráfico 22: Evolución del suministro y el consumo de energía a nivel Nacional100.00090.00080.00070.00060.00050.000GWh90.386 90.93287.53482.56079.438 78.83876.10972.57870.46765.65467.37364.38965.89265.18861.15958.81459.570 59.05254.39956.30651.55252.34240.00030.00020.00010.00001993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003SuministroConsumoFuente: CAVEINEL34Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 23: Evolución de las Pérdidas de Energía a nivel Nacional30.00030,00%Pérdidas en GWh25.00020.00015.00028%25% 25% 26% 26% 27%22% 23% 22% 23%21%25,00%20,00%15,00%% de pérdidas10.00010,00%5.0005,00%00,00%1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Pérdidas% de PérdidasFuente: CAVEINELpromedio ponderado de las pérdidas registradas porniveles de tensión. Al realizar un balance de energía,asumiendo que en el sistema de transmisión seproducen pérdidas técnicas eficientes de 3% y que en elsistema de distribución en los niveles de alta y mediatensión se producen pérdidas técnicas eficientes tambiénde 3%, tenemos como resultado que en el nivel de bajatensión (menores de 1 KV) se están produciendo a nivelnacional 44,78% de pérdidas técnicas y no técnicas. Enla Tabla 1 se presenta el balance de energía a nivelnacional correspondiente al año 2003.$2.122 millones. Si excluimos a EDELCA de laestimación, la tarifa promedio sería de 41,60 $/MWh,para una facturación de $1.690 millonesaproximadamente.Si volvemos a realizar el balance de energía para el año2003, y agregamos el supuesto de que se producenpérdidas eficientes en el sistema de distribución de bajatensión de 8%, obtendríamos unas ventas finales de80.020 GWh, y unos ingresos estimados de $2.587millones, es decir, $465 millones más. (Tabla 2)El total de ésta energía fue vendida en el año 2003 a unatarifa promedio nacional de aproximadamente, 32,32$/MWh, que representó una facturación estimada de35Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tabla 1: Balance de Energía a Nivel Nacional – Año 2003Clientes≥ 230 KVAT ≥ 69KV < 230KVMT ≥ 1 KVy < 69 KVBT < 1 KVTotal GWh%PérdidasSuministro4.03224.94211.42850.53090.9320%Transmisión3.91124.19311.08549.01488.2043%DistribuciónAT023.46810.75347.54481.7643%DistribuciónMT0010.43046.11756.5473%DistribuciónBT00027.37927.37944,78%VentasFinales3.91123.46810.43027.37965.18828,31%Fuente: Elaboración Propia y datos de CAVEINEL.Tabla 2: Balance de Energía a Nivel Nacional con Pérdidas Acreditadas – Año 2003Clientes≥ 230 KVAT ≥ 69KV < 230KVMT ≥ 1 KVy < 69 KVBT < 1 KVTotal GWh%PérdidasSuministro4.03224.94211.42850.53090.9320%Transmisión3.91124.19311.08549.01488.2043%DistribuciónAT023.46810.75347.54481.7643%DistribuciónMT0010.43046.11756.5473%DistribuciónBT00042.21142.2118,47%VentasFinales3.91123.46810.43042.21180.02012%Fuente: Elaboración Propia y datos de CAVEINEL.36Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Estos $465 millones representan un costo no reconocidoen tarifas para las empresas eléctricas, dado que eldiseño tarifario se realiza con base en las ventas finalesestimadas con porcentajes de pérdidas acreditados deenergía, que es un valor definido por el MEM y quedepende de los niveles de pérdidas reales que cadaempresa tenga. Las empresas propiedad del Estado unaresponsabilidad de aproximadamente el 80% del total depérdidas y las empresas de propiedad privada el 20%restante.En el Gráfico 24 se pueden observar los porcentajes depérdidas reales que registraron las empresas eléctricasen el año 2002, en comparación con las acreditadas enlos pliegos tarifarios vigentes. CADAFE es la empresaque reporta mayores porcentajes de pérdidas reales yacreditadas, con un 42% y un 17% respectivamente.Características del Sector EléctricoPara finales del año 2003 la capacidad instalada degeneración por empresas pertenecientes al SistemaInterconectado Nacional fue de 20.249 MW, de los cualesel 87% pertenece a empresas propiedad del Estado y ladiferencia a empresas privadas. Si se incluyen a los otrosgeneradores que suman una capacidad de 910 MW, y alos enlaces internacionales por 580 MW, se tiene que lacapacidad instalada asciende a 21.798 MW. (Ver Gráfico25). En el Gráfico 26 se presenta la capacidad instaladapor tipo de generación.Gráfico 24: Pérdidas de Energía reales y acreditadas por Empresas Eléctrica – Año 200260%50%52%RealesAcreditadas42%41%37%40%37%37%38%37%32%30%28%26%20%14%17% 17%12%20%22%15%12%16%19%12%17%12%10%6%0%3%EDC(1)CALEVELE GGUACALEYELE VAL(1)ELE BOLCALIFESENECA(1)ENELVE NENELCOENELBA R(1)CA DAFE(1)CA DELAELE CENTROELE ORIENT EELE OCCIDENT ESEMDAEDE LCA(1)(2)(1) Empresas que ejercen otras actividades del Sector Eléctrico. Separación contable.(2) Información clientes atendidos en niveles de tensión menores de 230 KV, pero que en la actualidad no tienen tarifas reguladas sino contratos bilaterales.Fuente: Elaboración propia con base en datos de CAVEINEL Estadísticas Consolidadas 2002, CADAFE, Gaceta Oficial 34.415 de fecha 03 de abril de 2002,Gaceta Oficial 36.612 de fecha 30 de diciembre de 1998 y Gaceta Oficial 36.629 de fecha 26 de enero de 1999.37Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 25: Capacidad Instalada deGeneración en MW – Año 2003Gráfico 27: Oferta de EnergíaAño 2003Otros generad.4%Enlaces Internac.3%ELECAR11% ELEVAL1%SENECA1%ENELVEN5%ENELCO0%ENELBAR1%CADAFE17%Capacidad InstaladaELECAR 2316ELEVAL 218SENECA 250,4ENELVEN 1151ENELCO 40ENELBAR 150,9CADAFE 3630EDELCA 12552Otros generadores 910Enlaces Internacional 580ImportaciónCompras Locales 36857 0%1%Generación Térmica29.53732%EDELCA57%Fuente: CAVEINEL (www.caveinel.org.ve)Generación Hidro60.53267%Fuente: CAVEINEL (www.caveinel.org.ve)Gráfico 26: Capacidad Instalada deGeneración en MW por tipo – Año 2003TURBO VAPOR4.52622%Estas últimas se encuentran ubicadas en las regionesGuayana y Los Andes, mientras las térmicas con turbinasa vapor se concentran en las regiones Capital, Central yZuliana. El parque turbo gas se encuentra disperso a lolargo del territorio nacional. En la Tabla 3 se presentanlas características de las fuentes de generación hidráulicasy térmicas existentes para el año 2003.HIDRO13.13265%Fuente: CAVEINEL (www.caveinel.org.ve)DIESEL190%La generación total de energía para el año 2003 fue de90.968 GWh, de la cual 67% corresponde a generaciónhidroeléctrica, 32% a generación térmica y la diferencia acompras locales (de generación térmica de unidades queno forman parte del Sistema Interconectado Nacional) eimportación, como se muestra en el Gráfico 27.TURBO GAS2.63113%Para el año 2003 se contaba con un parque degeneración conformado por 164 unidades de generación.Del total de las 171 unidades existentes, 120 sonunidades térmicas(23 a vapor y 97 a gas) y 51 hidráulicas.Transmisión. El sistema de transmisión venezolano abarcacasi la totalidad del territorio nacional, transportándosegrandes bloques de energía desde las plantas degeneración hacia los principales centros de carga delpaís. La fuente de generación más representativa deVenezuela, la cuenca del río Caroní, se encuentra ubicadaal sureste del territorio venezolano, produciendoaproximadamente el 70% de la oferta. Para ser transportadaesta energía al resto del país se utiliza la Red Troncal deTransmisión, con un total de 11.811 kilómetros de líneas,en niveles de tensión principalmente en 765 kV, 400 kV y230 kV, pertenecientes a las Empresas del SistemaInterconectado Nacional (SIN). 44 En la red resalta elenlace Guayana - Centro Occidente a 765 kV de EDELCAde 2.126 kilómetros de longitud. Las líneas se muestranen la Tabla 4 y su ubicación geográfica en la Ilustración 1.44. No todas las líneas de 400 y 230 kV son consideradas pertenecientes a la Red Troncal. Algunas líneas operando a esta tensión son consideradas dedistribución ya que sirven para transportar la energía a diferentes puntos de un mismo centro de carga. Tal es el caso del anillo a 230 de la EDCalrededor de Caracas. De igual manera son consideradas las líneas a 400 kV que sirven a la zona industrial de Guayana.38Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tabla 3: Fuentes de Generación Hidráulicas y Térmicas en el Año 2003Nombre la Planta N° de Tipo de Combustible Empresa Capacidad Energía Promedio Energía Firme Ubicación de la PlantaUnidades Unidades Utilizado Propietaria Nominal (MW) en GWh en GWhGURI 20 Hidráulica - EDELCA 8.875 46.650 39.400 Guri (Edo. Bolívar)MACAGUA I 6 Hidráulica - EDELCA 360 2.950 2.950 Pto. Ordaz (Edo. Bolívar)MACAGUA II 12 Hidráulica - EDELCA 2.400 11.250 9.250 Pto. Ordaz (Edo. Bolívar)MACAGUA III 2 Hidráulica - EDELCA 170 1.000 1.000 Pto. Ordaz (Edo. Bolívar)CARUACHI (1) 4 Hidráulica - EDELCA 720 2.500 2.500 Pto. Ordaz (Edo. Bolívar)SAN AGATON 2 Hidráulica - CADAFE 300 1.240 1.150 Uribante Caparo (Edo.Táchira)JOSE A. PAEZ 4 Hidráulica - CADAFE 240 930 750 Santo Domingo (Edo. Mérida)JUAN A. RODRIGUEZ 2 Hidráulica - CADAFE 80 380 300 Barinas (Edo. Barinas)Sub-Total Hidráulica 52 Hidráulica - SIN 13.145 66.900 57.300 VENEZUELAPLANTA CENTRO 5 Vapor Gas/Fuel-oil CADAFE 2.000 12.200 - Morón (Edo. Carabobo)COMPLEJO RICARDO ZULOAGA 11 Vapor Gas/Fuel-oil EDC 1.826 11.200 - Tacoa y Arrecifes (Edo.Vargas)RAMON LAGUNA 6 Vapor y Gas Gas/Fuel-oil ENELVEN 684 4.200 - Maracaibo (Edo. Zulia)RAFAEL URDANETA 14 Gas Gas/Gas-oil ENELVEN 374 2.400 - Maracaibo (Edo. Zulia)OSCAR AUGUSTO MACHADO 5 Gas Gas/Gas-oil EDC 450 2.700 - Caracas (Distrito Capital)PLANTA TACHIRA 9 Gas Gas/Gas-oil CADAFE 237 1.400 - La Fría (Edo.Táchira)ALFREDO SALAZAR 3 Gas Gas CADAFE 210 1.200 - Anaco (Edo.Anzoategui)PUNTO FIJO 8 Gas Gas/Gas-oil CADAFE 99 1.200 - Punto Fijo (Edo. Falcón)LUISA CACERES 11 Gas Gas-oil SENECA 250 1.500 - Isla de Margarita (Edo. Nva. Esparta)GUANTA 2 Gas Gas CADAFE 140 850 - Guanta (Edo. Anzoátegui)PLANTA DEL ESTE 8 Gas Gas ELEVAL 139 850 - Valencia (Edo. Carabobo)ENELBAR 9 Gas y Diesel Gas/Gas-oil ENELBAR 139 850 - Barquisimeto (Edo. Lara)PEDRO CAMEJO 3 Gas Gas CADAFE 60 350 - Valencia (Edo. Carabobo)PLANTA CASTILLITO 3 Gas Gas ELEVAL 74 450 - Valencia (Edo. Carabobo)PLANTA CORO 4 Gas Gas-oil CADAFE 71 400 - Coro (Edo. Falcón)SANTA BARBARA 3 Gas y Diesel Gas-oil ENELVEN 45 250 - Santa Bárbara (Edo. Zulia)SAN LORENZO 2 Gas Gas ENELVEN 40 250 - Cabimas (Edo. Zulia)SAN FERNANDO 2 Gas Gas-oil CADAFE 40 250 - San Fernando (Edo.Apure)CASIGUA 2 Gas Gas ENELVEN 40 125 - Casigua (Edo. Zulia)CONCEPCION 2 Gas Gas/Gas-oil ENELVEN 32 200 - Maracaibo (Edo. Zulia)JUSEPIN 1 Gas Gas EDELCA 20 125 - Jusepín (Edo. Monagas)SANTA BARBARA 1 Gas Gas EDELCA 20 100 - Santa Bárbara (Edo. Monagas)CARORA 1 Gas Gas ENELBAR 12 70 - Carora (Edo. Lara)Sub-Total Térmica 115 Térmica - SIN 7.104 43.120 0 VENEZUELATOTAL 167 20.249 110.020 57.300(1) Son 12 unidades: Para el 2003 se tendrán 4 en funcionamiento, 8 en el 2004, 11 en el 2005 y 12 en el 2006Nota: No incluye Termozulia que entró en operación en abril de 2004. Fuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003Ilustración 1: Red de Transmisión del Sistema Interconectado NacionalFuente: OPSIS39Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tabla 4: Líneas de Transmisión del Sistema Interconectado NacionalTensión (kV) Empresa Propietaria Propiedad Longitud (km)Participación delTotal Longitud765 EDELCA Capital Público 2.083 17,6%Sub-Total 765 kV2.08 3 17 ,6 %40 0CADAFEEDELCACapital PúblicoCapital Público1.48 8 12 ,6 %2.66 6 22 ,6 %Sub-Total 400 kV4.15 4 35 ,2 %CADAFECapital Público4.71 6 39 ,9 %EDELCACapital Público39 2 3,3%23 0EDCCapital Privado10 2 0,9%ENELVENCapital Público31 6 2,7%ENELBARCapital Público48 0,4%Sub-Total 230 kV5.57 4 47 ,2 %Total11 .8 11 10 0,0%Fuente: Elaboración Propia y OPSIS (http://www.opsis.org.ve/home3.htm)40Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tabla 5: Líneas de la Red Troncal de Transmisión delSistema Interconectado NacionalTensión (kV) Empresa Propietaria Línea Longitud (km) Tensión (kV) Empresa Propietaria Línea Longitud (km)GURI - MALENA 1 153 GUAYANA - BOLIVAR 1 64GURI - MALENA 2 153 GUAYANA - BOLIVAR 2 64GURI - MALENA 3 161 BOLIVAR - EL TIGRE 1 126MALENA - SAN GERONIMO 1 225 BOLIVAR - EL TIGRE 2 126MALENA - SAN GERONIMO 2 225 EL TIGRE - EL INDIO 1 163MALENA - SAN GERONIMO 3 225 EL TIGRE - EL INDIO 2 163765 EDELCA SAN GERONIMO - LA HORQUETA 211 INDIO - CASANAY 1 109SAN GERONIMO - LA ARENOSA 270 INDIO - CASANAY 2 109SAN GERONIMO - O.M.Z. 182 EL TIGRE - BARBACOA 1 142O.M.Z. - LA HORQUETA 90 EL TIGRE - BARBACOA 2 142LA HORQUETA - LA ARENOSA 65 BARBACOA I - BARBACOA II 10LA ARENOSA - YARACUY 123 BARBACOA - SANTA TERESA 1 256PLANTA CENTRO - LA ARENOSA 1 63 BARBACOA - SANTA TERESA 2 256PLANTA CENTRO - LA ARENOSA 2 63 SANTA TERESA - ARAGUA 100PLANTA CENTRO - LA ARENOSA 3 63 SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 1 7400CADAFEEDELCALA ARENOSA - HORQUETA 1 68 SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 2 7CADAFELA ARENOSA - HORQUETA 2 68 DIEGO DE LOSADA - LA HORQUETA 94SANTA TERESA - DIEGO DELOSADA10 DIEGO DE LOSADA - TIARA 44PLANTA CENTRO - YARACUY 135 TIARA - LA HORQUETA 50LA ARENOSA - YARACUY 168 ARAGUA - LA ARENOSA 1 81YARACUY - TABLAZO 1 330 ARAGUA - LA ARENOSA 1 81YARACUY - TABLAZO 2 320 ARAGUA - LA HORQUETA 1 31EL TIGRE - BARBACOA II 152 230ARAGUA - LA HORQUETA 2 31GURI A - PALITAL 77 YARACUY - MOROCHAS 1 273PALITAL - FURRIAL 175 YARACUY - MOROCHAS 2 245MACAGUA - GUAYANA B1 27 LA ARENOSA - CABUDARE 134MACAGUA - GUAYANA B2 27 YARACUY - CABUDARE 25GURI A - GUAYANA B1 68 YARACUY - BARQUISIMETO 46GURI A - GUAYANA B2 68 CABUDARE - BARQUISIMETO 26MACAGUA - EL CALLAO II 141 MOROCHAS - BUENA VISTA 126GURI - EL TIGRE 1 187 COROZO - SAN MATEO 1 85.8GURI - ELTIGRE 2 187 COROZO - SAN MATEO 2 86.8GURI - LA CANOA 132 GURI - GUAYANA 1 68LA CANOA - EL TIGRE 56 EDELCAGURI - GUAYANA 2 68EL TIGRE - SAN GERONIMO 1 210 CATRICENTENARIO - CUESTECITAS 124EL TIGRE - SAN GERONIMO 2 210 SANTA TERESA - CONVENTO 38EDCSAN GERONIMO - SANTA TERESA 1 170 SANTA TERESA - PAPELON 30SAN GERONIMO - SANTA TERESA 2 164 MOROCHAS - TABLAZO 2 67YARACUY - TABLAZO 3 301 TABLAZO - PUNTA DE PIEDRAS 38TABLAZO - CUATRICENTENARIO 1 33 TABLAZO - CUATRICENTENARIO 1 37TABLAZO - CUATRICENTENARIO 2 33 ENELVEN TABLAZO - CUATRICENTENARIO 2 37SAN GERONIMO - JOSE 165 CUATRICENTENARIO - TRINIDAD 12GUAYANA B - PALITAL 13 CUATRICENTENARIO - RINCON 19GURI - CARUACHI 74 ENELBAR YARACUY - MANZANO 32CARUACHI - MACAGUA 28JOSE - BARBACOA 35Fuente: Elaboración Propia, y OPSIS (http://www.opsis.org.ve/home3.htm)41Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Para el año 2003 el consumo total de energía fue de90.968 GWh, de los cuales 28% no fueron facturados,14% corresponde al consumo de clientes de las empresasprivadas y el 58% al consumo de clientes de las empresaspropiedad del Estado. (Ver Gráfico 28)Gráfico 28: Consumo de Energía porEmpresas - Año 2003A nivel nacional se cuentan con 4.720.591 clientes, delos cuales 70% son atendidos por empresas propiedaddel Estado y el 30% restante por empresas privadas. Deeste total 4.176.045 son clientes residenciales.(Ver Gráfico 29)Gráfico 29: Clientes por Empresa –Año 2003ELECAR7%CALEV3%ELEGGUA CALEY 0%1% ELEBOL 1%ELEVAL 1%CALIFE 0%EDELCA3140%ELECAR643.13714%No Facturado *29%Exportación0%SENECA1%ENELVEN 7%ENELCO 2%ENELBAR 2%CADAFE19%CADAFE2.436.74651%CALEV311.5057%ENELVEN371.6178%ELEVAL116.3952%ELEGGUA86.0112%ELEBOL46.9221%CALIFE44.953SENECA107.6132%CALEY54.6401%1%EDELCA27%ENELCO131.465ENELBAR 3%369.2738%Fuente: CAVEINEL (www.caveinel.org.ve)Fuente: CAVEINEL (www.caveinel.org.ve)En la Ilustración 2 se presenta el mapa de Venezuela con la ubicación geográfica de las empresas que ejercen la actividadde distribución.Ilustración 2: Mapa de Venezuela Empresas de Distribución42Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tabla 6. Número de Clientes por Clase de Consumidor a Diciembre de 2003CapitalPrivado Residencial Comercial Industrial Otros Total % del TotalELECAR 549.117 86.504 4.256 3.260 643.137 0%CALEV 255.407 50.005 3.649 2.444 311.505 0%ELEGGUA 76.364 8.357 635 655 86.011 0%CALEY 48.951 3.984 653 1.052 54.640 0%ELEVAL 99.103 16.786 261 245 116.395 0%ELEBOL 41.063 5.346 37 476 46.922 0%CALIFE 40.245 4.311 100 297 44.953 0%SENECA 96.527 9.707 140 1.239 107.613 0%Subtotal 1.206.777 185.000 9.731 9.668 1.411.176 0%Capital PúblicoENELVEN 319.603 50.636 227 1.151 371.617 0%ENELCO 117.479 13.783 71 132 131.465 0%ENELBAR 326.133 42.343 169 628 369.273 0%CADAFE 2.206.053 183.286 6.740 40.667 2.436.746 0%EDELCA - - 312 2 314 0%Subtotal 2.969.268 290.048 7.519 42.580 3.309.415 0%Total Nacional 4.176.045 475.048 17.250 52.248 4.720.591 100%En el área de distribución se puede observar en la Tabla6 la importancia relativa de las empresas privadas medidapor el número total de clientes. Este valor disminuye, sinembargo, del 31 al 13 % si evaluamos la participación enla facturación total de la industria, tal como se muestra enla Tabla 7. Este efecto se origina en que las empresas delEstado, y en particular Edelca, sirve a las grandesempresas de Guayana y a la industria petrolera.En resumen, las empresas estatales atienden casi al70% de los usuarios, son responsables de casi el 90% dela generación de electricidad en el país y ostentan eldominio de la red troncal de Transmisión.Tabla 7. Facturación de Energía en millones de bolívares.Capital Privado Residencial Comercial Industrial Otros % del TotalELECAR 150.681 160.520 52.636 21.854 4,81%CALEV 54.219 62.700 21.854 19.681 4,34%ELEGGUA 15.930 11.118 13.389 1.630 0,36%CALEY 6.934 2.526 2.337 1.279 0,28%ELEVAL 33.038 22.178 17.914 1.699 0,37%ELEBOL 12.141 6.553 869 6.396 1,41%CALIFE 9.984 6.377 3.553 1.636 0,36%SENECA 23.497 11.678 13.386 6.314 1,39%Subtotal 306.424 283.650 125.938 60.489 13,32%Capital PúblicoENELVEN 173.926 85.977 58.048 13.457 2,96%ENELCO 66.278 20.880 11.719 18.410 4,06%ENELBAR 42.764 41.916 22.328 6.776 1,49%CADAFE 362.993 210.095 179.613 303.478 66,85%EDELCA - - 426.781 51.356 11,31%Subtotal 645.961 358.868 698.489 393.477 86,68%Total Nacional 952.385 642.518 824.427 453.96643Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Situación actualLa capacidad instalada hidráulica se incrementó en un31,45% de 1996 al año 2003, en contraposición lacapacidad instalada térmica no presentó crecimiento almantenerse en promedio en unos 7.000 MW durante elperíodo 1993-2003, lo que se traduce en un incrementode la participación porcentual de la capacidad instaladahidráulica a un 65% en 2003, de un 60%, aproximadamente,que presentaba en 1996. (Ver Gráfico 30 y Gráfico 31)Gráfico 30: Evolución de la CapacidadInstalada en MW período 1986-200314.00012.00010.0008.0006.0004.0002.0000TérmicaHidráulica1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Fuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003. No incluye a Termozulia ni lageneración distribuida de CADAFEGráfico 31: Evolución de la DistribuciónPorcentual de laCapacidad Instaladaperíodo 1986-2003Porcentaje100908070605040302010Térmica Hidráulica0 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Fuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003. No incluye a Termozulia ni lageneración distribuida de CADAFELa energía generada, asociada a la capacidad instaladapresentada en el Gráfico 30, en el caso de la energíahidráulica ha presentado una tendencia decreciente apartir del año 2000, que se acentúa de manera significativaen el año 2003, debido a la existencia de un período desequía severa que ocasionó una disminución del niveldel embalse de Guri, que llego a registrar mínimoshistóricos de 244,55 metros sobre el nivel del mar enmayo de 2003, siendo necesario disminuir la generaciónhidráulica, como medida de emergencia adoptada por elMEM, e incrementar al máximo posible la generacióntérmica asociada a la capacidad instalada disponible demanera de preservar el embalse, como se puede observaren el Gráfico 32.Gráfico 32: Energía Generada en GWhperíodo 1986-200370.00060.00050.00040.00030.00020.00010.0000TérmicaHidráulica198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003Fuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003En el Gráfico 33 se puede observar la evolución de lascotas del Embalse Guri durante el período enero 2001 -diciembre 2003, caracterizado por una sequía severaque obligo a reducir de manera significativa lageneración hidráulica e incrementar la térmica, poniéndosede manifiesto la necesidad de generación térmicaadicional en el país, siendo necesario realizar compras ageneradores independientes para cubrir la demanda,entre los cuales se encuentran compras a Genevapca, aTurboven y a empresas colombianas como Termotasajero.Gráfico 33: Evolución del Nivel delEmbalse del Guri en metros sobre elnivel del mar270268266264262260258256254252250248246244242240Metros sobre el nivel del marHidrología Seca73 % del históricoHidrologíapromedioHidrología Promedio95 % del históricoHidrologíaabundante2001 20022003 2004Fuente: OPSIS Boletines Mensuales enero-2001 a diciembre-2003.44Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

En el Gráfico 34 se muestra la energía generada en Guriy Macagua durante el período 1986-2002, donde seobserva que durante el período 1983-2000 la energíagenerada se ubicaba por debajo de la energía firme opromedio debido a que la oferta era superior a la demanda.La energía generada presenta una tendencia crecientedebido a la adopción de políticas tarifarias que estimulabanel uso de la energía hidráulica. En el período 2000-2003la energía generada se ubicó por debajo de la energíapromedio presentando una tendencia decreciente debidoa una sequía severa, siendo necesario reducir la ofertade energía hidráulica. En el 2004 existe abundancia deagua. El MEM, conjuntamente con EDELCA, estánevaluando mecanismos para estimular su utilización porparte de las empresas que disponen de capacidad degeneración térmica, dada la distorsión existente en losprecios internos de los combustibles.Gráfico 34: Energía Generada en Guriy Macagua período 1986-2003Gráfico 35: Distribución Porcentual dela Energía Generada período 1986-2003Porcentaje9080706050403020100TérmicaHidráulica198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003Fuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003de estos proyectos, y con un crecimiento de la demandaen el rango asumido, se lograría evitar racionamientoshasta el año 2006, lo que significa que el portafolio deproyectos hasta el 2008 es insuficiente para cubrir lademanda hasta ese año.En la Ilustración 3 se presenta la ubicación, capacidad yperíodo de ejecución del portafolio de proyectos de generacióny transmisión para el occidente de Venezuela,mientras que en la ilustración 4 e ilustración 5 se presentanel portafolio en la zona central y oriental del país. Sepuede apreciar en estas ilustraciones que la capacidadasociada a los proyectos propuestos es superior a los4.600 MW.Fuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003La oferta de energía para el año 2003 se distribuye en un67% de generación hidráulica y un 33% de generacióntérmica, como se puede observar en el Gráfico 35.Situación FuturaPara el año 2003 la capacidad instalada nominal estimadade generación fue de aproximadamente 20.249 MW y seestima que entre los proyectos en construcción yproyectados para el período 2003 al 2008 se incorporenun total de aproximadamente 2.380 MW, lo querepresentaría un crecimiento de la oferta de generaciónde aproximadamente un 42%. Con la puesta en marchaEste portafolio de proyectos se basa en un crecimientoesperado de la demanda de energía y potencia para elperíodo en referencia, de aproximadamente un 3,78%,existiendo un déficit de oferta:- A partir del año 2008, considerando que se ponganen operación únicamente los Proyectos en Construcciónprevistos para el período 2003-2006 (Ver Ilustración3, ilustración 4 e Ilustración 5).- A partir del año 2015, considerando que se ponen enoperación todo el portafolio de proyectos previstospara el período 2003-2014, siendo necesariosnuevos proyectos de generación para una capacidadinstalada estimada de 6.300 MW adicionales para elperíodo 2015-2022 (Ver gráfico 36.)45Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Gráfico 36. Balance Energético 2003-2013únicamente con nuevos proyectoshidráulicos en construcción, marcandoaño de inicio de obras140.000120.000100.00080.00060.00040.00020.00002003GWh/añoCaruachiCrecimiento de la demanda: 3.78% interanualRequerimientos de nuevas fuentesProgramas de recuperación y técnicas en construcciónTérmica ActualLa VueltosaHidro Futuro FirmeHidro Actual Firme2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013AñoFuente: OPSIS. Abastecimiento de Electricidad en Venezuela- BalanceEnergético 2003-2013. Noviembre 2003Una parte muy sustancial de estas inversiones provienendel sector público. El MEM tiene previsto la entrada enoperación de once proyectos de generación, para elTecomaperíodo 2004-2008, de los cuales cinco van a ser realizadosa través de la Ley Especial de Endeudamiento, tres porPDVSA y dos por empresas privadas, con una inversiónestimada de $790, $525 y $150 millones respectivamente,para un total de inversión de aproximadamente $1.465millones, y un requerimiento de gas de 585 millones depies cúbicos diarios. En la Tabla 8 se presenta lascaracterísticas del Portafolio de Proyectos de Generaciónprevistos para el período 2004-2008. Adicionalmente, elMEM y PDVSA están estudiando realizar una inversiónen un Gasoducto Barbacoas-Cumana-Margarita con unainversión estimada de $100 millones, cuyo gas seutilizaría para generar 300 MW en Margarita, con unamodalidad de negociación mediante licitación pública yde pago utilizando el costo diferencial del combustiblediesel desplazado. Se prevé su puesta en servicio en elaño 2006.Ilustración 3: Nuevas Inversiones en Generación y Transmisión Occidente 2003-2008Fuente: Acciones adoptadas para mitigar el riesgo de desabastecimiento y su impacto. Presentación Viceministro de Energía, Mayo 2004.46Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Ilustración 4. Nuevas Inversiones en Generación y Transmisión Centro 2003-2008Ilustración 4. Nuevas Inversiones en Generacióny Transmisión Centro 2003-2008Ilustración 5. Nuevas Inversiones en Generación y Transmisión Oriente 2003-2008Fuente: Acciones adoptadas para mitigar elriesgo de desabastecimiento y su impacto.Presentación Viceministro de Energía,Mayo 200447Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

Tabla 9: Características Portafolio Proyectos de GeneraciónFinanciamientoProyectoCapacidaden MWUbicaciónConexiónSistema EléctricoCombustibleInversiónModalidad deNegociaciónSituación ActualReactivaciónPedro Camejo300EstadoCaraboboSistema 115 KVdeELEOCCIDENTE60 MPCD deGas. CADAFEadelantagestiones conPDVSA GAS150 MM$ porCADAFEmediantereprogramaciónLey Especial deEndeudamiento2002 MEMConsulta deprecios porparte deCADAFEReprogramación LeyParaguas. Losaspirantes ya hanpresentado sus ofertas,las cuales seencuentran dentro delproceso de evaluación.Se prevé puesta enmarcha mayo 2005LeyEspecialdeEndeudamientoPalavecinoAmpliaciónTermozulia80150BarquisimetoEstadoZuliaSistema deTransmisión 115KV de ENELBARSistema deTransmisión deENELVEN21 MPCD deGas.ENELBARdebe iniciargestiones conPDVSA GASDiesel al inicioy gas en unaetapaposterior (77MPCD de gas)40 MM$ porENELBARmediantereprogramaciónLey Especial deEndeudamiento2002 MEM150 MM$ porENELVENmediante LeyEspecial deEndeudamiento2002 MEMLicitaciónLicitacióngeneral deingeniería,procura yconstrucción(IPC) por partede ENELVENSe solicitaron recursosal Ministerio deFinanzas. Enelbar seencuentra preparandodocumentación para lalicitación. Se prevépuesta en marchamarzo 2005Desarrollo de estudiostécnicos y económicospor parte de ENELVEN.Se prevé puesta enmarcha a finales del2007ReconversiónRamón LagunaTermocarbónde SantoDomingo300250EstadoZuliaEstadoTáchiraSistema deTransmisión deENELVENRed deTransmisión delos Andes77 MPCD deGasCarbón deSantoDomingo(Minas deLobatera)150 MM$ porENELVENmediante LeyEspecial deEndeudamiento2002 MEM300 MM$provenientes dela Ley EspecialdeEndeudamiento2002.Posiblemente seincorpore BancaMultilateralLicitaciónGeneral porparte deENELVENLicitaciónGeneralDesarrollo de estudiostécnicos y económicospor parte de ENELVEN.Se prevé puesta enmarcha en octubre 2006CADAFE realizó unestudio potencial deesta mina y se requiereavanzar en la estrategiaque viabilice suexplotación y hagafactible la planta. Seprevé puesta en marchaagosto 2007Yucal Placer300EstadoGuáricoSistema deTransmisión SanGeronimo-SantaTeresa a 400 KV77 MPCD deGasprovenientesde losyacimientosde YucalPlacer150 MM$ porPDVSA dentrodel marco denegociaciónPDVSA-PETROBRASAdquisiciónmáquinas porPDVSA aPETROBRAS yO&M porEDELCAInicio negociacionesPETROBRAS-PDVSApara la adquisición,instalación y puesta enmarcha de lasmaquinas. Se prevéeste lista la maquina 1en dic 2004 y la 2 en jun2005PDVSAPlanta Oriente150Oriente delPaísSistema deTransmisiónOriente del País39 MPCD deGas75 MM$ porPDVSA dentrodel marco denegociaciónPDVSA-PETROBRASAdquisiciónmáquinas porPDVSA aPETROBRAS yO&M porEDELCAInicio negociacionesPETROBRAS-PDVSApara la adquisición,instalación y puesta enmarcha de lasmaquinas. Se prevéeste lista en enero 2005Las Morochas500EstadoZuliaSistema Eléctricode OccidenteGas300 MM$ porparte de PDVSAmedianteendeudamientoprivadointernacionalPara consumode PDVSA en elárea y losexcedentespara entregar alSistemaEléctricoRevisión por parte delMEM y PDVSA. Seprevé puesta en marchaen enero 2006PrivadosLa RaisaTermobarrancas200150EstadoMirandaEstadoBarinasSistema deTransmisión 230KV de la EDCSistema deCADAFE enBarinas52 MPCD deGas ennegociacióncon PDVSAGASGas75 MM$ porEDC confinanciamientointernacional76 MM$ porparte de unproductorprivadoDos Opciones:PPA EDC-Generador oReconocimientoen TarifasPara consumode PDVSA en elárea y losexcedentespara CADAFEmediante uncontrato decompra y ventade energíaSometer aconsideración del MEM.Se prevé culmine ennoviembre 2004El MEM estápreparando borradorcontrato PPA. Se prevépuesta en marcha julio2005Fuente: CADAFE (2003). Inversiones en el Sector Eléctrico 2004-2008; O&M: Operación y Mantenimiento; MPCD: Millones de pies cúbicos diarios de Gas48Análisis del Sector Eléctrico en Venezuela

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