MUNDO. Costo Solar PV 2015 Vs. 2026

Por: Nelson Hernández

• En el 2015 para obtener un sistema solar PV de 5 kW se gastaban 10000 dólares. En el 2026, el gasto es de 4750 dólares, un 52.5 % menos. Hoy construyes el doble o el triple de capacidad con el mismo capital que en 2015.
• Ese 52.5 % menor, es debido, en parte, a la eficiencia de los paneles que saltó del 15 % - 17 % al 22 % - 24 % gracias a tecnologías como TOPCon y Perovskita. Esto significa que para generar esos mismos 5 kW, hoy no solo se gastará menos de la mitad, sino que necesitará aproximadamente un 30% menos de espacio físico (menos paneles) en el techo o terreno para lograr la misma potencia.

 

Uno de las expresiones que a menudo se oye: Es que la solar PV es muy cara. Esa expresión fue verdad,…pero hoy en día la solar PV, muestra el LCOE (costo nivelado de electricidad) más bajo de todas las formas de generar energía eléctrica.

Para responder con precisión lo económico de la solar PV, debemos separar el análisis en el costo del CAPEX instalado por kilovatio (kW) y el impacto que esto tiene en el Costo Nivelado de la Energía (LCOE), que es el verdadero indicador que miran los hacedores de política y proyectos (Inversionistas).

A nivel global, tomando como referencia los datos históricos de agencias como IRENA (Agencia Internacional de Energías Renovables) y el Laboratorio Nacional de Berkeley (LBNL), la evolución ha sido drástica:

1. Costo de Inversión Inicial (CAPEX por kW instalado)

Hablamos de sistemas a gran escala (Utility-scale), que marcan el precio base de la tecnología (los sistemas residenciales o comerciales a pequeña escala son proporcionalmente más costosos por falta de economía de escala, pero han seguido la misma curva porcentual de caída):

• En el año 2015: El costo promedio de instalación a nivel mundial rondaba entre los 1800 y 2200 $/kW (unos 1.8 a 2.2 $/W). En ese momento, los paneles solares seguían representando una fracción muy pesada del presupuesto y las eficiencias de los módulos comerciales promediaban apenas entre el 15% y 17%.
• En el año 2026: El costo de instalación para proyectos de escala industrial se ha desplomado a un rango promedio de 800 a 1100 $/kW (0.8 a 1.1 $/W) en mercados maduros. Incluso en regiones con cadenas de suministro masivas y alta competitividad (como China o India), este valor ha roto pisos llegando a verse por debajo de los 600 $/kW.

Conclusión en CAPEX: En una década, el costo por kW instalado se redujo a la mitad o menos. Hoy construyes el doble o el triple de capacidad con el mismo capital que en 2015.

 

2. Costo Nivelado de la Energía (LCOE por MWh)

El costo del kW instalado no cuenta toda la historia. Lo que realmente transformó el mercado es que los paneles de 2026 no solo son más baratos, sino drásticamente más eficientes (módulos bifaciales, tecnología TOPCon o Perovskita que superan holgadamente el 22 % - 24 % de eficiencia y se degradan mucho más lento).

• En el año 2015: El LCOE global promedio de la energía solar flotaba alrededor de los 80 a 100 $/MWh (0.08 – 0.10 $/kWh). En muchos países se requerían subsidios o primas reguladas para competir contra el carbón o el gas natural.
• En el año 2026: El LCOE solar promedio se ubica entre 20 y 45 $/MWh (0.02  - 0.045 $/kWh) dependiendo de la radiación de la zona. En regiones con una excelente ventaja solar (como el Medio Oriente, el suroeste de USA o el norte de Chile), se han firmado contratos históricos de largo plazo (PPA) rozando o rompiendo hacia abajo la barrera de los 20 $/MWh.

¿Por qué cayó tanto el costo? (Los factores que explican el cambio)

• La Ley de Swanson: Por cada duplicación de la capacidad de fabricación global de paneles, el costo de los módulos cae cerca de un 20%. La sobrecapacidad de producción en los últimos años aceleró esta ley de forma agresiva.
• Economía de escala en inversores y estructuras: Los seguidores solares (trackers de un solo eje) pasaron de ser un lujo de ingeniería en 2015 a un estándar obligatorio en 2026, aumentando el factor de capacidad de las plantas sin disparar los costos.
• Costos indirectos (Soft Costs): El mercado financiero ya entiende el riesgo solar. En 2015, los bancos exigían tasas de interés muy altas por la incertidumbre del rendimiento a 25 años. Hoy en el 2026, los proyectos solares se financian con el costo de capital más bajo del sector energético porque son considerados activos de renta fija altamente predecibles.

Resumen

La imagen a continuación está estructurada en dos bloques principales que reflejan el cambio de paradigma que sustenta la variación del costo, hacia abajo, de la solar PV.

·         Bloque Izquierdo (2015): Muestra el escenario de hace una década, con costos de instalación (CAPEX) más altos, un LCOE superior y eficiencias de panel más bajas. Esta es la "Era Tradicional" que sigue dominando muchos de los libros de texto actuales.

·         Bloque Derecho (2026): Representa el entorno de la "Era Disruptiva" actual, donde se observa el drástico desplome de los costos de inversión inicial y de generación (con reducciones superiores al 50%), acompañado de un aumento significativo en la eficiencia de los módulos y en el avance  de la tecnología.

·         Sección Central e Inferior: Una gran barra de porcentaje resalta la caída acelerada de los costos, mientras que en la base se resumen los Factores Clave del Cambio (como la Ley de Swanson, economías de escala en seguidores, módulos bifaciales y costos indirectos/finanzas verdes), demostrando que esta caída no es casualidad, sino el resultado de un cambio sistémico.

 

Esta visualización es la prueba gráfica definitiva para confrontar a los hacedores de políticas públicas y al público en general con la realidad económica irreversible que están ignorando y que tiene la solar PV. 

MUNDO. Costo Nivelado Eléctrico (LCOE) (2025)

 Por: Nelson Hernández

El LCOE (Levelized Cost of Electricity) o Costo Nivelado de la Electricidad es una medida fundamental para comparar la competitividad económica de diferentes tecnologías de generación eléctrica (solar, eólica, gas, nuclear, etc.) a lo largo de su vida útil.

En términos sencillos, representa el precio promedio mínimo al que se debería vender cada unidad de energía (MWh o kWh) generada por una planta para cubrir todos los costos de inversión, operación y mantenimiento, devolviendo además un rendimiento razonable a los inversionistas.

La Organización Lazards, es uno de los entes que publican información anual sobre la evolución del LCOE a nivel mundial. La grafica a continuación corresponde a los valores del 2025 para diferentes tecnologías de generación eléctrica.

 

 

 

Del gráfico se pueden obtener las siguientes inferencias:

1. Claras Ventajas de Costo de las Energías Renovables

La energía solar y eólica se han consolidado como la opción más económica para nueva generación eléctrica en la mayoría del mundo. Informes de 2024 y 2025 de instituciones como IRENA, Wood Mackenzie y Lazard confirman esta realidad.

• Récords Globales: A nivel mundial, la energía solar fotovoltaica y la eólica terrestre son las fuentes de generación más baratas. Por ejemplo, el costo nivelado de la electricidad (LCOE) para nuevos proyectos de energía eólica terrestre fue, en promedio, aproximadamente un 27 % más barato que la alternativa de combustibles fósiles más económica que es el ciclo combinado a gas (Gas CC)
• Costos Regionales Extremadamente Bajos: La competitividad es especialmente notoria a nivel regional y en algunos países.
• Oriente Medio y África: La región alcanza los costos más bajos del mundo para solar con seguidor de un solo eje, con un LCOE de 37 $/ MWh.
• China: Se posiciona como el país con el costo solar a escala de servicios públicos más bajo, con un LCOE de solo 27 $/MWh.
• India, Vietnam y Brasil: Otros países donde el costo de nuevas instalaciones solares o eólicas se encuentra entre los más reducidos del planeta, por debajo de los 30 $/MWh.

Estos datos demuestran que el cambio global hacia las renovables está sólidamente respaldado por una economía inmejorable.

2. Tendencias Clave: Solar a la Cabeza, Almacenamiento en Auge

Para la próxima década, las proyecciones indican que la carrera por la reducción de costos continuará, con dinámicas particulares para cada tecnología.

• Liderazgo Solar: La energía solar fotovoltaica se perfila para mantener su posición como la fuente de generación más competitiva en costos a nivel mundial.
• Almacenamiento en Baterías (BESS): Los sistemas de almacenamiento están experimentando las caídas de costos más pronunciadas. En 2025, se alcanzo una disminución 11 % en su LCOE, lo que acelera su despliegue y viabilidad económica.

 

 

3. El Contexto de los Combustibles Fósiles: Un Panorama Mixto

Si bien las renovables ganan en nueva capacidad, el análisis de costos existentes y nuevos proyectos pinta un cuadro más complejo para los combustibles fósiles.

• Nuevos Proyectos: La construcción de nuevas plantas de carbón o gas natural es hoy significativamente menos competitiva que las nuevas plantas renovables. Por ejemplo, construir una nueva planta de carbón puede costar entre 71 $/MWh y 173 $/MWh, mientras que la energía eólica o solar nueva se ubica muy por debajo de ese rango.
• Plantas Existentes: La realidad es distinta para las plantas de gas ya construidas. Mientras estén operativas, pueden generar electricidad de manera más económica que muchas nuevas instalaciones renovables en el corto plazo. Su LCOE se ubica entre 24 a 39 $/MWh, lo que representa una presión competitiva para las energías limpias en el mercado eléctrico actual.

4. Un Desafío Creciente: La Integración al Sistema Eléctrico

La principal dificultad ya no es solo el costo de generar electricidad (LCOE), sino cómo integrar de manera fiable y económica la creciente participación de energías renovables variables (solar y eólica) en la red eléctrica.

• El Costo del Sistema: El enfoque en costos de generación aislada es insuficiente. Se requiere un análisis de sistema que incluya los costos de respaldo, almacenamiento y gestión de la red para asegurar el suministro en todo momento.
• La Creciente Importancia del Almacenamiento: Por esta razón, los sistemas de baterías (BESS) y las configuraciones híbridas (solar + almacenamiento…o eólica  + almacenamiento) cobran una relevancia crítica. Su rápido abaratamiento es una pieza fundamental para que la transición energética sea técnica y económicamente viable a gran escala.

5. El Impacto de los Combustibles (Dinero Quemado)

El costo del combustible es un gasto puramente operativo y volátil: A diferencia de una planta solar o eólica, donde el "combustible" (sol, viento) es gratis una vez instalada la planta, en los combustibles fósiles, el costo del carbón, gas o petróleo representa entre el 35 % y el 50 % del LCOE total de una planta térmica.

Por otra parte, ese dinero “desaparece literalmente en la combustión”, al convertirse en calor, luego en electricidad, pero el recurso fósil se agota. No queda ningún activo.  Además, los precios son altamente volátiles por geopolítica, guerras, cuotas de producción, etc.

Decir que el costo del combustible fósil es “dinero quemado” es exacto, porque:

·         Es un gasto recurrente que no crea activo.

·         Desaparece en forma de calor, CO₂ y emisiones.

·         Esta atado a una volatilidad geopolítica que las renovables no tienen.

·         Por eso, cada dólar invertido en nueva capacidad de combustibles fósiles es, a largo plazo, una apuesta económica perdedora.

 

En Resumen: La gráfica es parte de una sólida evidencia que muestra que la transición energética global ya no se basa en una promesa futura, sino en una realidad económica presente. La energía más barata para el mundo proviene, en su gran mayoría, del sol y del viento, que no están atadas a los vaivenes del precio de los combustibles fósiles

Plantas de Almacenamiento Eléctrico (PAE)

 Por: Nelson Hernández

La transición energética, ha cambiado un paradigma energético que decía: La electricidad no se almacena, se produce y se consume.

Hoy, ¿a raíz de la electricidad generada por las fuentes renovables intermitentes?[1] …(para mi todas las energías son intermitentes, dejan de serlas cuando tienen suficiente almacenamiento) se han desarrollado tecnologías para poder almacenar grandes volúmenes de energía eléctrica, son las llamadas “grandes baterías”, y que cada día se hacen más comunes transformándose en Plantas de Almacenamiento Eléctrico (PAE).

Las PAE, compiten abiertamente con las plantas de generación termoeléctricas con base de gas, que son las de menor LCOE.

Dentro de algunas de las características más resaltantes de las PAE, están:

• Reaccionan en segundos (milisegundos) ante un apagón, por lo cual el usuario no se entera del evento. Este tiempo de reacción es mucho menor que el de una máquina termoeléctrica, aun cuando está en situación rodante (operativa al mínimo). 
• En caso de un apagón, la energía que proporciona es temporal hasta tanto se restaure el suministro eléctrico principal. El diseño estándar es de 4 horas de suministro. Por otra parte, son utilizados para suministrar energía renovable a las redes eléctricas con el objeto de reducir el costo del Kwh servido. 
• Las PAE no producen emisiones de gases de efecto invernadero durante su operación, lo que las hace más amigables con el ambiente en comparación con los generadores termoeléctricos, que queman combustibles fósiles.
• Los costos operativos son generalmente más bajos, ya que no requieren combustible y tienen menos componentes móviles. El mantenimiento es mínimo y se centra en la gestión de la batería y el sistema de control.
• La inversión en PAE es 60 % más barata que la de una generación a gas con ciclo combinado. Siendo la de PAE igual a 750 $/Kw

En resumen, las plantas de almacenamiento de electricidad ofrecen una alternativa más limpia, eficiente y flexible para cubrir apagones, adaptándose mejor a las necesidades energéticas actuales y futuras. En la Gráfica 2 , se muestra la mezcla de generación eléctrica horaria para el estado de California (EE.UU.), donde destaca la participación de las renovables y de las PAE.

Por otra parte, la capacidad de energía que pueden almacenar las PAE dependerá de la duración (tiempo) del suministro firme de energía. A nivel internacional, para su diseño, se ha tomado ese tiempo igual a 4 horas.  

La duración de 4 horas es una referencia común en la industria de almacenamiento de energía para determinar la capacidad de descarga de una batería. Esta duración se utiliza porque equilibra la capacidad de energía (MWh) y la potencia de descarga (MW), proporcionando un tiempo razonable para suministrar energía de manera continua, y superar el evento (generalmente un apagón) que originó su utilización. A continuación, algunas razones para elegir 4 horas: 

• Equilibrio de Capacidad y Potencia : Un tiempo de 4 horas es un punto intermedio que permite a la batería proporcionar una cantidad sustancial de energía sin requerir un tamaño desmesurado o una capacidad excesiva.
• Aplicaciones Comunes : Muchas aplicaciones de almacenamiento de energía, como la regulación de frecuencia, soporte de carga y respuesta a picos de demanda, requieren capacidad de suministro de energía de varias horas. Las 4 horas suelen ser suficientes para cubrir estas necesidades.
• Estándar de la Industria : La duración de 4 horas se ha convertido en un estándar de la industria porque muchas especificaciones técnicas y evaluaciones de rendimiento de baterías se basan en este período.
• Costos y Eficiencia : Diseñar una batería para un tiempo de descarga de 4 horas puede ser más eficiente y rentable en comparación con baterías diseñadas para duraciones más largas o más cortas. Ofrece un buen equilibrio entre la inversión y el rendimiento.

El tiempo de descarga seleccionado internacionalmente es de 4 horas, lo cual indica la energía que puede entregar esa PAE. Así tenemos que un PAE de 100 MW, puede entregar 400 Mwh de energía firme. Una casa consume de media 15 Kwh/día . Las horas de mayor consumo son de 6 a 10 pm , con un promedio de 0,93 Kwh por cada hora. Hipotéticamente el PAE de 100 MW puede alimentar a 86 mil casas por 4 horas. 

Por supuesto, algunas baterías pueden estar diseñadas para duraciones más cortas o más largas según los requisitos específicos de la aplicación. Pero 4 horas es una referencia útil y combinada adoptada internacionalmente.

El futuro

En la medida que avanza la transición energética, se hace más imperativa la existencia de las PAE.

La gráfica a continuación muestra los “top ten” en almacenamiento de energía eléctrica para el 2023. Estos 10 países totalizan el 94,6 % del total mundial que se situó en 55,7 GW.

A nivel regional, Asia&Pacífico lidera con 30,5 GW. Le sigue Norte América con 16,2 MW, Europa 5,7 y África con 0,3 GW, para un total de 52,7 GW. 

El líder mundial en PAE es China con 27,1 GW, equivalente al 48,6 % del total mundial. Los próximos dos son: EE.UU. con 15,8 y Reino Unido con 3,6 GW, equivalente al 28,3 % y 6,5 %, respectivamente, del total mundial. 

 

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La Agencia Internacional de Energía estima que se necesitarán  1300 GW de almacenamiento en baterías para 2030 a fin de respaldar la capacidad de energía renovable necesaria para cumplir el objetivo de calentamiento global de 1,5 °C. Así mismo, indica que de continuar la tasa de crecimiento del 121% ocurrida en el 2023, el objetivo 2030, se cumplirá 2 años antes, 2028.

 

Las PAE, vinieron para quedarse y ser complemento de las energías renovables en la transición energética.

 

 

Grafica 1

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Gráfica   2

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[1] La solar espacial , deja a un lado la intermitencia motivada a la presencia de nubes (ausencia del sol). Más allá de 50 kms de la superficie terrestre tal ausencia desaparece.

MUNDO. Costo instalación y LCOE en Generación Eléctrica Sustentable 2022

 

Por: Nelson Hernández

IRENA público (ayer) su informe anual 2022 sobre la tendencia de los costos de instalación y LCOE de la generación eléctrica con fuentes renovables, comparando los valores 2022 con valores del 2010. La grafica a continuación es un resumen de esos costos.

 

Las fuentes con menor LCOE son: eólica tierra con 3.3 ¢/Kwh y solar PV (4.9). Las fuentes con un incremento en comparación con el año 2010 son la hidroelectricidad y la geotermal. El resto de las fuentes bajaron su LCOE al compararlo con los valores del 2010.

El menor costo de instalación lo tienen la solar PV con 876 $/Kw y la eólica tierra con 1274 $/Kw. Mientras la solar concentrada y la geotermal presentan los costos más altos: 4274 y 3478 $/Kw, respectivamente. Es de destacar el incremento experimentado por la energía hidroeléctrica en el costo de instalación,  la cual ha tenido la mayor variación en los últimos 12 años, al pasar de 1407 $/Kw en el 2010 a  2881 en el 2022. Es decir, un incremento del 105 %.

 

En lo atinente al factor de capacidad[1], las fuentes que lo han disminuido son las geotermal y la hidroelectricidad.

A modo de de comparación el LCOE para turbinas a gas está en 11.5 ¢/Kwh, turbinas a gas en ciclo combinado 3.9; nuclear 14.1 y carbón 6.8 ¢/Kwh. Es decir, la generación con solar PV y eólica tierra tienen LCOE más bajos.

A continuación, aspectos resaltantes del documento IRENA:

• En 2022, el coste medio ponderado mundial de la electricidad procedente de energía solar a escala comercial recién puesta en servicio: fotovoltaica (PV), energía eólica terrestre, energía solar de concentración (CSP), bioenergía y geotermia, todas ellas bajaron, a pesar del aumento de los costos de materiales y equipos.
• China fue el principal impulsor de la caída mundial de los costos de la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre, mientras que otros mercados experimentaron un conjunto mucho más heterogéneo de resultados que vieron aumentar los costos en muchos mercados principales.
• Para los proyectos eólicos terrestres recientemente puestos en marcha, el coste nivelado medio ponderado global de la electricidad (LCOE) cayó un 5% entre 2021 y 2022, de 0,035 USD/kWh a 0,033 USD/kWh. Para proyectos de energía solar fotovoltaica a escala comercial, el LCOE promedio ponderado global disminuyó un 3% interanual en 2022, a 0,049 dólares/kWh. En el caso de la energía eólica marina, el coste de la electricidad de los nuevos proyectos aumentó un 2%, en comparación con 2021, pasando de USD 0,079/kWh a USD 0,081/kWh en 2022.
• La crisis de los precios de los combustibles fósiles de 2022 fue un recordatorio revelador de los poderosos beneficios económicos que la energía renovable puede proporcionar en términos de seguridad energética. En 2022, la energía renovable desplegada, a nivel mundial desde 2000 se ha ahorrado aproximadamente 521 mil millones de dólares en costos de combustible en el sector eléctrico.
• Debido al aumento vertiginoso de los precios de los combustibles fósiles, el período 2021-2022 vio una de las mayores mejoras en el competitividad de las energías renovables en las últimas dos décadas.

 

Mirando la tendencia desde 2010:

En 2010, el LCOE promedio ponderado global de la energía eólica terrestre fue un 95% mayor que el de las energías fósiles más bajas costo del combustible; En 2022, el LCOE promedio ponderado global de los nuevos proyectos eólicos terrestres fue del 52% más bajo que las soluciones más baratas alimentadas con combustibles fósiles.

Esta mejora fue superada por la energía solar fotovoltaica. Esta fuente de energía renovable era un 710% más cara que la solución más barata alimentada con combustibles fósiles en 2010; sin embargo, impulsado por una caída espectacular de los costos, declino en un 29% menos que la solución más barata alimentada por combustibles fósiles en 2022.

Como corolario, los avances tecnológicos han hecho que las energías renovables sean cada día mas utilizadas en la generación de electricidad… ha sido un paso lento, pero continuo, hasta que alcance su tiempo de irrupción que se debe dar a partir del 2025, y desplace fuertemente la generación con base a combustibles fósiles.

Hay que recordar que además de ser más económicas, proporcionan seguridad energética, ya que son  fuentes autóctonas que tienen los países, lo que proporciona independencia energética… Todos las tienen, y todos las pueden desarrollar…  

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[1] El factor de capacidad de una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme a los valores nominales de las placas de identificación de los equipos.

 

Venezuela. Subsidio al Servicio Eléctrico (2019)

Por: Nelson Hernández

• El subsidio al servicio eléctrico en Venezuela se estima entre 11.3 y 8.0 millardos de dólares al año
• Sin precios adecuados, el sector eléctrico no podría ofrecer un servicio de calidad mundial
• El precio del servicio eléctrico debería ser entre 9.65 y 6.84  ¢/Kwh

En Venezuela, por décadas, las energías han sido subsidiadas lo que ha llevado a una distorsión total de estas y su relación con las distintas actividades productivas y cotidianas de los venezolanos.

En el caso especifico del servicio eléctrico, el ultimo pliego tarifario que se conoce oficialmente, es el ajuste establecido en agosto de 2017 y con vigencia hasta diciembre de ese mismo año, tal como se refleja en la grafica a continuación.

Considerando que el precio del Kwh se mantiene en el nuevo cono monetario aprobado el 20-08-18, el valor expresado en dólares es el indicado en el grafico, lo cual para efecto de cualquier cálculo debe ser considerado cero, por ser valores despreciables (multiplicados por una potencia de 10 negativa).

Para el caso del consumo promedio de una casa de 500 Kwh/mes, el valor del Kwh es de 1.093 BsS, equivalente a 33 x 10 ^{– 5}  $/Kwh.

Para efecto de comparación, la grafica a continuación muestra para el 2018 el precio de la electricidad, expresado en centavos de dólar por cada Kwh, para diferentes países latinoamericanos, donde en Venezuela el  precio es de 0.033 ¢/Kwh, 191 veces más bajo que el siguiente más bajo (Paraguay)

Para efecto de estimar el subsidio de la electricidad en Venezuela, se consideraran las siguientes premisas:

• Uso del método de LCEO
• La Generación Termoeléctrica es a gas con tecnología simple y con ciclo combinado. Es de acotar que el precio del gas de 4.4 $/MBTU estimado ponderado para Venezuela es muy similar al utilizado por USA para el sector eléctrico y empleado por este país (USA) en la determinación del LCOE seleccionado para este ejercicio
• El mix de generación eléctrica en Venezuela está conformado por 60 % hidroelectricidad y 40 % termoelectricidad
• La generación eléctrica total en Venezuela en el 2017, es la indicada en el informe estadístico de BP  (117.6  x 10⁶ Mwh)
• Para los valores de transmisión y distribución, que integran la tarifa final al consumidor, se utilizaran los valores promedios indicados en el documento realizado por la EIA , donde se establece que el transporte participa con el  12.3 % y la distribución con 26.4 %, dejando a la generación el 61.3 %

Los resultados aplicando las premisas indicadas se muestran en la grafica a continuación:

Los valores del LCOE tienen un máximo al considerar la generación termoeléctrica con gas convencional  (59.18 $/Mwh) y un mínimo al aplicar tecnología de ciclo combinado (41.98  $/Mwh).

En lo atinente a la tarifa final tiene un máximo de 96.54 $/Mwh (9.65 ¢/Kwh) y un mínimo de 68.48 $/Mwh (6.84 ¢/Kwh). Estos valores estarían cercanos a los de Bolivia, México, Argentina y Paraguay, lo que los hace competitivo a nivel de Latinoamérica.

Por otro lado, recordemos que la tarifa eléctrica actual en Venezuela puede ser considerada cero cuando se expresa en $/Kwh. En tal sentido, el ingreso que debiera tener el sector eléctrico estaría entre un máximo de 11353 M$ (11.3 G$) y un mínimo de 8053 M$ (8.05 G$).

Estos valores de ingresos, que hoy no los tiene el sector eléctrico venezolano, sería el subsidio en que ocurre el Estado por el servicio de electricidad, que por cierto es de pésima calidad.

…. Sin electricidad, no hay desarrollo.