Más que una nueva ley, requerimos un nuevo modelo de sector y/o sistema eléctrico en Venezuela. No es semántica ni cuestión de letras sobre el papel, consiste en el esquema de incentivos más eficiente posible y propicio para contar con un sistema eléctrico nacional que acompañe al desarrollo económico y al apuntalamiento de una elevada calidad de vida para los venezolanos. Lo anterior cobra especial relevancia porque, por un lado, el modelo actual evidencia fracaso y por el otro lado, porque constituye un desafío diseñar un nuevo modelo para un país con un mermado poder de pago del ciudadano promedio y una capacidad financiera pública comprometida.

Básicamente requerimos nuevos esquemas de incentivos y actores por el lado de la oferta, y esto exige pensar en un nuevo modelo del sector.

En este orden de ideas resultará relevante primero entender que existen características idiosincráticas del sector eléctrico que lo diferencian de otros sectores, requiriéndose una planificación y un seguimiento constante con periodicidades desde la hora, pasando por el día, la semana, el mes y así sucesivamente.

Alguna de las características propias del sector que lo hacen muy particular son:

1. La electricidad no puede almacenarse económicamente a gran escala. La generación debe igualar al consumo en tiempo real, lo que obliga a un equilibrio instantáneo entre oferta y demanda y convierte al sistema eléctrico en un servicio continuo y altamente coordinado.
2. La demanda es muy inelástica en el corto plazo. Los consumidores no pueden sustituir fácilmente la electricidad ni desplazar su consumo, lo que genera fuertes variaciones de precios ante pequeños cambios en la oferta.
3. La transmisión y la distribución son monopolios naturales. Las redes presentan economías de escala y de densidad que hacen ineficiente su duplicación; por ello requieren regulación de acceso, tarifas reguladas y estándares de calidad.
4. La electricidad circula según leyes físicas, no contractuales. Los flujos siguen las leyes de Kirchhoff, no las rutas elegidas por los agentes. Esto exige un operador del sistema independiente que garantice estabilidad, frecuencia y seguridad.
5. El producto es homogéneo y no diferenciable. Un kWh es idéntico independientemente del productor, lo que elimina la competencia por calidad del producto final y desplaza la competencia hacia el precio y los servicios asociados.
6. Altas inversiones hundidas y activos de larga vida útil. Centrales, líneas y redes requieren inversiones irreversibles que no pueden recuperarse si el operador abandona el mercado, lo que exige marcos regulatorios estables para garantizar inversión.
7. Externalidades de red y de confiabilidad. El fallo de un agente puede afectar a todo el sistema, generando apagones o inestabilidad. Esto justifica reservas operativas, estándares de calidad y mecanismos de capacidad.
8. Segmentación vertical con naturalezas económicas distintas. La generación puede ser competitiva; la transmisión y distribución son monopolios naturales; la comercialización puede ser competitiva, pero depende de señales de precios adecuadas.
9. Necesidad de despacho centralizado. La operación del sistema requiere coordinar en tiempo real qué plantas producen, cuánto y cuándo, respetando restricciones técnicas como rampas, límites de capacidad y seguridad del sistema.
10. Naturaleza de servicio público esencial. La electricidad es indispensable para la actividad económica, la salud, la seguridad y el bienestar. Esto introduce objetivos sociales como acceso universal, asequibilidad y continuidad del suministro.
11. Presencia de pérdidas técnicas y no técnicas. La energía se pierde al transportarse y distribuirse; además, en algunos países existen pérdidas no técnicas (fraude, conexiones ilegales) que afectan la eficiencia del sistema.
12. Intermitencia y variabilidad de las energías renovables. La integración de renovables introduce incertidumbre en la generación, lo que exige flexibilidad, almacenamiento complementario, mercados de balance y redes inteligentes.
13. Dependencia de infraestructura crítica y riesgo sistémico. El sistema eléctrico es vulnerable a fallos técnicos, ciberataques y fenómenos climáticos, lo que requiere regulación específica de resiliencia y seguridad.

Es así como pueden reconocerse cuando menos 6 razones o justificaciones para diseñar un modelo regulatorio del sector:

1. Monopolio natural en redes. La transmisión y la distribución presentan costos subaditivos y economías de escala que hacen ineficiente la duplicación de infraestructuras. Esto exige regulación de precios, acceso y calidad.
2. Externalidades y bienes públicos. La electricidad genera externalidades de confiabilidad, estabilidad del sistema y emisiones. La regulación apuntaría a corregir estos fallos y garantiza seguridad y continuidad del suministro.
3. Asimetrías de información. El regulador y los consumidores no observan costos reales, calidad del servicio ni inversiones efectivas. La regulación induce revelación de información y evita comportamientos oportunistas.
4. El papel vital de la energía en la economía moderna. La electricidad es un insumo esencial para hogares, industria, salud, transporte y comunicaciones. Su interrupción genera daños sistémicos, lo que justifica regulación estricta.
5. El peso significativo del gasto energético en los hogares. Muchos consumidores destinan una parte relevante de su ingreso disponible a electricidad y combustibles. Esto introduce sensibilidad distributiva y motiva regulación para evitar abusos.
6. Naturaleza de servicio público esencial. La electricidad es indispensable para el bienestar y la actividad económica. La regulación garantiza acceso universal, asequibilidad y continuidad del servicio.

Considerando dichas justificaciones o necesidades, la teoría regulatoria y la experiencia internacional suelen mostrar fundamentalmente dos grandes modelos de acuerdo con la estructura de la cadena de valor: (1) Uno Integrado Verticalmente y (2) un segundo modelo, Desintegrado Verticalmente.

Existen pros y cons en cada uno de estos modelos, y cada uno de ellos exige diseños regulatorios específicos de acuerdo con los riesgos de ineficiencias que pudieran presentarse en cada caso.

1. Modelo Integrado Verticalmente. En este esquema, una misma empresa controla generación, transmisión, distribución y comercialización. Su principal ventaja es la coordinación técnica y financiera: permite planificar inversiones de forma integrada, reducir costos de transacción y garantizar estabilidad del sistema. Sin embargo, presenta riesgos severos de discriminación y abuso de poder de mercado, ya que el operador puede bloquear el acceso de terceros o fijar precios internos que distorsionen la competencia. Por ello, requiere regulación de acceso FRAND, separación contable, control tarifario y supervisión de eficiencia. En países con instituciones débiles, este modelo tiende a derivar en captura regulatoria o en “taxation through regulation”, donde la empresa integrada internaliza subsidios cruzados y traslada costos al usuario final.
2. Modelo Desintegrado Verticalmente. Divide la cadena en segmentos con naturalezas económicas distintas: redes reguladas (transmisión y distribución) y mercados competitivos (generación y comercialización). Su ventaja es la transparencia y competencia en los segmentos liberalizados, que incentivan eficiencia y revelan costos. Pero también genera riesgos de coordinación insuficiente, subinversión en capacidad firme y problemas de acceso si las tarifas de red no se diseñan correctamente. En este modelo, el regulador debe definir precios de acceso basados en costos eficientes, evitar subsidios cruzados y garantizar que la estabilidad del sistema —un bien público— se remunere mediante mecanismos de capacidad o pagos por disponibilidad.

En teoría regulatoria, los subsidios cruzados —cuando un grupo de usuarios paga más para financiar el acceso de otro grupo— deben evitarse porque ocultan los verdaderos costos del servicio y distorsionan las señales de precios. Posner, en Taxation by Regulation, advierte que este tipo de subsidios convierte la regulación en un instrumento de redistribución implícita, sin transparencia fiscal ni control democrático. Desde el punto de vista de la eficiencia, los subsidios cruzados generan tres problemas:

1. Asignación ineficiente de recursos, porque los precios dejan de reflejar costos marginales.
2. Desincentivo a la entrada y competencia, ya que los nuevos operadores enfrentan tarifas artificialmente altas o bajas según el segmento.
3. Riesgo de captura regulatoria, cuando los grupos beneficiados presionan para mantener el esquema, bloqueando reformas y eventualmente pinzando márgenes.

Sin embargo, en contextos donde el acceso universal es prioritario y los recursos fiscales son limitados, los subsidios cruzados pueden ser una herramienta transitoria para expandir la cobertura sin recurrir a transferencias públicas directas. En ese caso, deben diseñarse con criterios de transparencia, temporalidad y focalización, evitando que se conviertan en un mecanismo permanente de “taxation through regulation”. La clave está en separar los objetivos: la regulación debe tutelar eficiencia, y la política social debe garantizar acceso, preferiblemente mediante subsidios explícitos financiados por el presupuesto, no por distorsiones tarifarias.

Cuando hablamos de subsidios cruzados, el problema central se asocia a la distorsión de los costos marginales o evitables, porque esos son los que determinan las decisiones eficientes en el margen: cuánto producir, consumir o invertir. Si los precios se alejan de los costos marginales, se altera la asignación óptima de recursos.

Sin embargo, incluso cuando los subsidios cruzados afectan costos fijos o comunes —que no varían con la decisión en el margen—, pueden pinzar los beneficios de las empresas y generar efectos secundarios relevantes. Esto ocurre porque los costos fijos deben recuperarse mediante tarifas que reflejen la estructura de demanda; si se redistribuyen de forma arbitraria entre segmentos (por ejemplo, cargando más a usuarios industriales para subsidiar residenciales), se reduce la rentabilidad de los primeros, se desincentiva su consumo o inversión y se deteriora la sostenibilidad financiera del sistema.

En otras palabras, aunque los costos fijos no alteran la eficiencia marginal, sí afectan la eficiencia global y la viabilidad económica del operador. Por eso, la teoría regulatoria recomienda que los subsidios cruzados sean transparentes, explícitos y compensados fiscalmente, evitando que la regulación se convierta en un mecanismo de redistribución encubierta que erosione los incentivos de eficiencia y la estabilidad financiera del sector.

Asimismo, siendo que la generación puede considerarse potencialmente competitiva, pueden considerarse modelos alternativos al integrado y centralizado como es el caso del “Distributed Generation of Electricity Model” (DG)

La generación distribuida (Distributed Generation, DG) se considera un modelo alternativo al esquema integrado y centralizado, porque parte de la premisa de que la generación eléctrica puede ser potencialmente competitiva. En lugar de depender de grandes plantas centralizadas y redes extensas, el modelo DG se basa en múltiples unidades de generación de menor escala, ubicadas cerca del consumo —paneles solares, microturbinas, cogeneración, baterías, etc.—.

Desde el punto de vista económico y regulatorio, este modelo introduce competencia localizada, reduce pérdidas técnicas y mejora la resiliencia del sistema, pero también plantea nuevos desafíos: cómo remunerar la energía inyectada, cómo asignar los costos de red y cómo garantizar la estabilidad del sistema ante una generación descentralizada y variable. Por ello, requiere diseños regulatorios específicos que mantengan la eficiencia y equidad, aplicando principios FRAND en el acceso y tarifas basadas en costos eficientes para evitar que los usuarios con generación propia trasladen costos injustamente a quienes no la tienen.

Así las cosas, el Distributed Generation Model representa una tercera vía estructural dentro del diseño institucional del sector eléctrico: mantiene la competencia en generación, pero la descentraliza físicamente, exigiendo un regulador técnicamente preparado para equilibrar innovación tecnológica, estabilidad sistémica y eficiencia económica.

En el caso de la cogeneración o autogeneración habría que analizar su remuneración porque por un lado puede generar incentivos correctos alineados con reducción de presión al sistema y volcar generación al sistema, pero asimismo algunas distorsiones. Por ejemplo, algunos países utilizan esquemas de pago del usuario por la diferencia entre su consumo y su autogeneración al precio del mercado.

Este esquema —cobrar por la diferencia entre la energía consumida del sistema y la autogenerada por el usuario— puede ser un instrumento eficaz para reducir la carga de demanda sobre el sistema y fomentar la eficiencia energética. Al incentivar la autogeneración, se disminuye la presión sobre la red y se promueve la diversificación de fuentes, especialmente cuando la cogeneración aprovecha insumos locales. Además, si el marco regulatorio permite volcar excedentes al sistema bajo condiciones FRAND y precios basados en costos evitados, el usuario se convierte en un agente activo que contribuye a la estabilidad y sostenibilidad del sistema.

Sin embargo, este tipo de mecanismos puede generar incentivos no deseados. Si la remuneración o el ahorro por autogeneración es excesivo respecto al costo real evitado, los agentes pueden sobreinvertir en tecnologías de cogeneración incluso cuando su eficiencia marginal es baja o su factor de utilización es limitado. Esto conduce a ineficiencia estática y dinámica: recursos invertidos en capacidad redundante, distorsión de señales de precios y pérdida de coordinación con el despacho óptimo del sistema. En la práctica, se ha observado en algunos países que los esquemas de “net metering” o compensación por diferencia, mal calibrados, terminan generando transferencias regresivas y cost shifting hacia los usuarios sin autogeneración.

Por ello, la teoría regulatoria recomienda que estos incentivos se diseñen bajo tres principios:

1. Remuneración basada en costos evitados reales, no en precios de mercado o subsidios implícitos.
2. Neutralidad tecnológica, evitando favorecer tecnologías con baja eficiencia térmica o eléctrica.
3. Coordinación con la planificación del sistema, para que la cogeneración contribuya efectivamente a la confiabilidad y no a la sobrecapacidad.

Adicionalmente existen desafíos cuando el sector ha Estado en manos del Estado y va a pasar total o parcialmente a manos del sector privado. Algunas preguntas -so pena de ser redundante con alguna de las ideas descritas anteriormente- que requieren respuestas en este caso y que deben ser consideradas en el diseño de un nuevo modelo de sistema eléctrico son:

1. ¿Se optará por un modelo integrado o desintegrado verticalmente?

La decisión depende de si se busca promover competencia en generación y comercialización; si ese es el objetivo, la desintegración vertical (unbundling) es necesaria para evitar que el operador de red discrimine a competidores, mientras que un modelo integrado solo es viable bajo regulación estricta de acceso y separación funcional.

2. ¿Conservará la propiedad el Estado de algunos activos, empresas o eslabones de la cadena de valor?

El Estado podría mantener la propiedad de transmisión y, a veces, de distribución, porque son monopolios naturales y activos estratégicos. La teoría y práctica no prescribe esto como solución única.

3. En ese caso eventual, ¿podría cuando menos privatizarse la gestión por medio de mecanismos de “procurement”?

Mediante contratos de operación, concesiones o licitaciones competitivas, el Estado puede delegar la gestión a operadores privados manteniendo la propiedad pública, lo que introduce incentivos de eficiencia sin perder control sobre activos críticos.

4. ¿Existirán diseños de mecanismos de “competencia por el mercado” para la adjudicación de incumbentes o de licencias y habilitaciones?

En sectores de red, la competencia por el mercado es esencial: se adjudican concesiones, áreas de distribución o derechos de operación mediante licitaciones que sustituyen la competencia en el mercado, garantizando eficiencia y transparencia.

5.- ¿Cómo serán tratadas las inversiones en activos y su reconocimiento eventual al final de las concesiones?

Cuando un país transita de un esquema estatal a uno privado en el sector eléctrico, la definición del valor residual de los activos al finalizar la concesión es un elemento crítico que puede condicionar la entrada de operadores eficientes. Aunque muchos activos de red son hundidos desde el punto de vista económico, no todos lo son desde el punto de vista regulatorio, porque la normativa puede establecer que, al vencerse la concesión, los activos revierten al Estado, se transfieren al nuevo concesionario o se compensan parcialmente. Si el marco regulatorio fija un valor residual incierto, discrecional o excesivamente bajo, los potenciales entrantes perciben un riesgo elevado de no recuperar la inversión, lo que actúa como una barrera de entrada ex ante. Por el contrario, si el valor residual se define de forma poco rigurosa o demasiado generosa, puede generar rentas indebidas para el incumbente.

En países con instituciones débiles, este problema se agrava porque la determinación del valor residual suele depender de criterios poco transparentes, negociaciones bilaterales o decisiones políticas, lo que incrementa la percepción de riesgo regulatorio. En estos casos, los inversionistas exigen primas de riesgo más altas, reducen su disposición a participar en licitaciones o directamente se abstienen, afectando la eficiencia del proceso de privatización. Por ello, la teoría regulatoria recomienda que el valor residual se defina mediante metodologías objetivas, verificables y predecibles.

6. ¿Cuál será el diseño de dicho mecanismo de “competencia por el mercado” que garantice eficiencia ex ante?

Debe basarse en subastas abiertas, reglas claras, criterios objetivos (precio, calidad, inversión, pérdidas, continuidad) y contratos con obligaciones verificables; un diseño eficiente minimiza rentas informacionales y selecciona al operador con menor costo esperado.

En un sector eléctrico que pasa de manos públicas a privadas, “subastas abiertas, reglas claras, criterios objetivos y contratos verificables” son condiciones necesarias, pero no suficientes. El regulador debe decidir, entre otras cosas: (i) qué se subasta exactamente (zona, red, servicio, combinación de CAPEX/OPEX), (ii) cómo se reparte el riesgo entre Estado y operador (duración de la concesión, cláusulas de revisión, tratamiento del valor residual), (iii) qué peso tienen los criterios no‑precio (calidad, pérdidas, inversión, cobertura) y cómo se miden, (iv) cómo se limita el poder de mercado ex post (renovaciones, topes de concentración, reglas de desinversión) y (v) cómo se mitigan las asimetrías de información (revelación de costos, data rooms, obligaciones de reporte). Un diseño “eficiente ex ante” no es solo el que “minimiza rentas informacionales y selecciona al operador de menor costo esperado”, sino el que, dadas las capacidades del regulador y la calidad institucional, reduce la probabilidad de colusión, captura, litigios y renegociaciones, y preserva incentivos de inversión y mantenimiento a lo largo de toda la concesión.

7. De resultar el modelo imperante uno verticalmente integrado, ¿cómo se definirán específica y técnicamente los términos de acceso “justos, razonables y no discriminatorios” (FRAND)?

Se definen mediante tarifas basadas en costos eficientes, metodologías regulatorias transparentes (price‑cap, revenue‑cap), reglas de acceso equivalentes para todos los usuarios, separación contable estricta y supervisión del regulador para evitar discriminación.

Existe una discusión central sobre cuál costo debe servir como referencia para evaluar si un precio de acceso es predatorio o si constituye una forma de cierre vertical de mercado –vertical foreclosure-. La teoría regulatoria y la economía industrial muestran que el criterio elegido —el costo marginal del operador que ofrece el acceso o el costo marginal del entrante que solicita el acceso— determina si el esquema de precios genera eficiencia, neutralidad competitiva o, por el contrario, transferencias ineficientes entre operadores. Por ello, la literatura propone criterios como el ECPR (Efficient Component Pricing Rule), el LRIC (Long‑Run Incremental Cost) o el costo evitado eficiente, que buscan asegurar que el precio de acceso refleje el costo real del componente monopolístico sin generar transferencias artificiales entre operadores. En síntesis, la elección del costo de referencia no es neutral: define los incentivos de entrada, la asignación de riesgos y la posibilidad de que el incumbente utilice el precio de acceso como arma estratégica. Por eso, el diseño debe ser caso‑específico y exige un regulador con dominio técnico en regulación económica y economía industrial para evitar tanto la exclusión anticompetitiva como la entrada ineficiente.

8.- ¿Existirán mecanismos que incentiven o reconozcan la inversión en capacidad instalada que garantice la estabilidad del sistema y acompañar a los picos de demanda?

En regulación económica del sector eléctrico, una pregunta clave es cómo remunerar la capacidad instalada cuando la estabilidad del sistema es un bien público y existen externalidades de vulnerabilidad (apagones, colapsos, blackouts) que el mercado de energía puro no internaliza. Un mercado spot o de pool que solo paga por energía producida tiende a infrarremunerar tecnologías que aportan firmeza, reserva y flexibilidad, porque sus servicios de capacidad y confiabilidad no se reflejan plenamente en el precio horario; esto genera riesgo de “missing money” y, en el límite, de subinversión crónica. Por eso, la teoría y la práctica regulatoria han desarrollado mecanismos de capacidad (pagos por potencia firme, mercados de capacidad, contratos de largo plazo, reliability options) que añaden una segunda fuente de ingresos ligada a la disponibilidad y no solo a la energía vendida. La lógica económica es clara: si la confiabilidad es un bien público y la vulnerabilidad del sistema genera externalidades, el regulador debe diseñar un esquema de incentivos que pague explícitamente por mantener capacidad firme, reservas y flexibilidad, asignando obligaciones de disponibilidad verificables y penalizaciones creíbles en caso de incumplimiento. El diseño concreto (subastas de capacidad, pagos regulados, contratos por diferencias sobre el precio de escasez, etc.) determina cómo se reparten riesgos entre inversores y consumidores, qué tecnologías resultan viables y qué mix de generación emerge. El modelo, el mercado y la estructura de precios del sector eléctrico solo son coherentes si incorporan explícitamente la remuneración de la capacidad y de la confiabilidad, porque dejar estos elementos al mercado de energía puro equivale a tratar un bien público sistémico como si fuera un bien privado ordinario.

Respecto a los Precios:

En materia de precios en el sector eléctrico, la teoría y la práctica regulatoria coinciden en que la discusión central gira en torno a dos decisiones fundamentales. La primera es determinar qué mecanismo de remuneración se aplicará a los segmentos que constituyen monopolios naturales, es decir, transmisión y distribución. Como estos segmentos no pueden someterse a competencia, su precio debe fijarse mediante regulación económica, típicamente a través de metodologías como price‑cap, revenue‑cap, tarifas basadas en costos eficientes, yardstick competition, incentivos a la calidad y esquemas de inversión prudente. Toda la teoría de regulación de monopolios naturales se centra precisamente en cómo diseñar tarifas que permitan recuperar costos eficientes, evitar rentas excesivas y garantizar inversiones en redes.

La segunda decisión clave es cómo organizar los segmentos potencialmente competitivos, es decir, generación y comercialización. En estos segmentos, la teoría económica recomienda introducir competencia siempre que sea técnicamente viable, lo que en la práctica se ha traducido en la creación de mercados mayoristas tipo pool donde las unidades de generación ofertan energía y el precio se determina mediante un mecanismo marginalista o de subastas. Este diseño permite revelar costos, coordinar el despacho y enviar señales de inversión. La comercialización, por su parte, compite en precios, gestión de riesgos y servicios al cliente, siempre apoyada en tarifas de acceso reguladas.

Riesgos presentes en materia de Pricing:

Aunque la teoría prescribe un esquema claro —regular transmisión y distribución como monopolios naturales y permitir competencia en generación y comercialización mediante un mercado mayorista tipo pool— la implementación práctica está lejos de ser trivial. En países con instituciones débiles, la regulación de los monopolios naturales suele degenerar en esquemas cost‑plus o cost+yield, donde el regulador reembolsa o reconoce todos los costos declarados por la empresa y añade una rentabilidad fija. Este tipo de regulación tiene nulo poder de incentivos, exacerba las asimetrías de información y genera riesgos de sobreinversión ineficiente, inflado de costos y captura regulatoria. En estos contextos, la teoría de incentivos muestra que el regulador carece de herramientas para inducir eficiencia si no tiene capacidad técnica, independencia y mecanismos de auditoría robustos.

Por otro lado, en los segmentos potencialmente competitivos —generación y comercialización— la existencia de un mercado de pool tampoco garantiza resultados eficientes si la matriz de generación está deteriorada, si hay incumbentes dominantes o si existen tecnologías con costos marginales muy distintos que pueden manipular el despacho. En mercados frágiles, los generadores pueden ejercer poder de mercado unilaterales o coordinados, por ejemplo, retirando capacidad disponible para tensionar el precio marginal, apostando a que tecnologías térmicas caras fijen el precio, o aprovechando restricciones de transmisión para crear cuellos de botella artificiales. Estos comportamientos muestran que un mercado de pool mal diseñado o supervisado puede convertirse en un mecanismo para extraer rentas, no para revelar costos.

Por ello, tanto la regulación de redes como la supervisión del mercado mayorista requieren un regulador altamente capacitado, con dominio de regulación económica, teoría de incentivos, economía industrial y operación técnica del sistema eléctrico. Sin esa capacidad, los riesgos son simétricos: en redes, tarifas ineficientes y captura; en generación, manipulación del mercado y precios distorsionados. La teoría ofrece un marco claro, pero la práctica exige instituciones fuertes y reguladores técnicamente formados para evitar que los monopolios naturales y los mercados de energía se conviertan en fuentes de ineficiencia y rentas indebidas.

Son muchos los temas que deben analizarse en el diseño de un nuevo modelo del sistema eléctrico. Se requiere discusión y análisis para garantizar que sean consideradas especialmente aquellas ideas de expertos en el sector y en regulación económica.

 

Economista UCV. Profesor de Microeconomía en la Universidad Complutense de Madrid. Profesor de Microeconomics en la Universidad Europea. Profesor de Pricing Strategies en GBSB Business School