Sultán
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Bitcoin | Venekistano 🇻🇪 | Senior BD @luxor | ex CMO & Co Founder @eldoradoio | ex PMM @hodlwithledn | Author @hashrateindex & @BitcoinMagazine
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Acabo de publicar el reporte más completo que existe sobre la minería de Bitcoin en Paraguay. ¡Lo que encontramos tiene implicaciones directas para Venezuela! Esta es la historia de dos países con la misma energía, dos destinos completamente distintos, y por qué eso podría estar a punto de cambiar. 🇵🇾🇻🇪⚡₿ Paraguay tiene tres represas. Itaipu en el río Paraná, con 14.000 MW de capacidad total. La mitad le corresponde a Paraguay por tratado: 7.000 MW que solos cubren el 86% de toda la demanda eléctrica nacional de un país de 7 millones de personas. Yacyretá, compartida con Argentina, añade 1.600 MW más. Acaray, 100% nacional, otros 210 MW. Resultado: un excedente estructural de energía hidroeléctrica que no tiene a dónde ir. Eso, y solo eso, convirtió a Paraguay en el cuarto país del mundo con más actividad de minería de Bitcoin, detrás de Estados Unidos, Rusia y China. Hoy el país tiene aproximadamente el 4,3% del hashrate global, unos 43 EH/s al Q2 2026. Venezuela tiene el Complejo del Bajo Caroní. Guri, Macagua, Caruachi. Capacidad instalada de aproximadamente 16 GW. La demanda nacional pico de Venezuela fue históricamente de 17 GW. Hay 7.500 MW atrapados que la línea de transmisión de 765 kV no puede despachar al norte del país desde que las plantas industriales de aluminio y acero de CVG en Puerto Ordaz, que los consumían localmente, fueron destruidas. Ese excedente venezolano es estructuralmente idéntico al excedente paraguayo que creó toda una industria. La diferencia: Paraguay construyó la infraestructura para monetizarlo. Venezuela no. Todavía. Eso es lo que más me importa del reporte que publicamos. Pero primero, el estado actual de Paraguay, porque los venezolanos necesitan entenderlo antes de comparar. La era del arbitraje fácil en Paraguay terminó. La tarifa que hace cinco años era $0,03/kWh está hoy en $0,051/kWh y empujando hacia $0,06/kWh. Hay un factor de pérdida de red del 8% en la subestación porque la red paraguaya es mayormente aérea, no subterránea, en un país que regularmente alcanza los 40°C. Y la empresa estatal de electricidad, ANDE, ahora exige un depósito de garantía equivalente a tres meses de costos de energía antes de iniciar operaciones. Para un operador de 40 MW eso son unos $4,5 millones inmovilizados antes de minar un solo bloque. El mercado se bifurcó en dos mundos que ya no se comunican: los que construyeron infraestructura de alta tensión y refrigeración líquida a escala industrial, y los que trataron esto como arbitraje temporal. Los segundos ya se fueron. Tres operadores definen cómo quedó el mercado. ALPS, el pionero europeo, invirtió unos 40 millones de euros para llegar a 40 MW en diez sitios distribuidos. Pero los aumentos tarifarios continuos, los depósitos de garantía retroactivos y el vencimiento de contratos el 31 de diciembre de 2027 introdujeron un nivel de riesgo soberano que el capital institucional no puede sostener indefinidamente. Alps está redirigiendo su experiencia operativa hacia Bolivia y posicionándose como primer entrante en mercados emergentes con energía abundante. Venezuela podría estar en su mira si el mercado se abre y mejoran las garantías jurídicas. Penguin Group representa la tesis opuesta: integración local profunda como ventaja competitiva imposible de replicar rápidamente. Penguin empezó en Paraguay en 2019 con Penguin Academy, construyendo relaciones antes de desplegar una sola máquina. Firmaron el primer PPA de 100 MW de Paraguay y construyeron la primera subestación privada de alta tensión del país en colaboración directa con ANDE. Para 2022 tenían mayoría de accionistas, directivos y empleados paraguayos. Su último data center corre a 200 kW por rack con refrigeración líquida directa al chip: la densidad de un deployment moderno de GPUs de Nvidia. No están pivotando hacia IA. Ya están ahí. HIVE Digital Technologies es el gigante. El mayor minero de Bitcoin en América Latina y uno de los socios más cercanos de Luxor en el mundo. Opera dos sitios en Paraguay: Yguazú con 240 MW y 12,15 EH/s, y Valenzuela con 160 MW y 6,72 EH/s. Total: 400 MW instalados y 18,87 EH/s. La expansión Fase 3 en Yguazú está actualmente en construcción. 18,87 EH/s desde un solo país es uno de los mayores aportes nacionales de hashrate global fuera de Estados Unidos. La fecha que define todo el mercado paraguayo es el 31 de diciembre de 2027: el vencimiento de los contratos ANDE. Los operadores que construyeron subestaciones de alta tensión, formaron equipos locales y demostraron flexibilidad de curtailment son los que tienen la mejor posición en esas negociaciones. Los que llegaron a hacer arbitraje ya se fueron. Ahora lo que más me importa. Venezuela tiene más del doble del excedente energético de Paraguay. El Bajo Caroní tiene 16 GW instalados contra 7.000 MW de la cuota paraguaya de Itaipu. La Faja del Orinoco, la cuenca del Maracaibo y los campos de Monagas y Anzoátegui queman gas equivalente a unos 344.000 barriles diarios. El mismo modelo modular de gas-to-power que Crusoe Energy opera en las cuencas de esquisto americanas, y que Unblock Computing, Tomas Ocampo y su equipo lleno de venezolanos, están ejecutando en Vaca Muerta en Argentina, aplica aquí a una escala sin paralelo en el hemisferio. Hablé con Tomás en Las Vegas y estaría dispuestos a visitar los campos en Venezuela junto a VaKaNo y El Sultán. Lo que ha mantenido a Venezuela fuera del mercado no es su energía. Es la barrera política y regulatoria que ha hecho imposible la entrada del capital privado, especialmente del capital americano. Esa barrera no es tan absoluta como era. Las Licencias Generales OFAC 48A y 49A ya fueron emitidas, autorizando a empresas americanas a operar en el sector energético venezolano. Arc Energy, el fondo americano que adquirió IMPSA, está activamente haciendo lobby para obtener licencias para rehabilitar Tocoma, un proyecto hidroeléctrico de 2.160 MW en el Caroní que costó unos $8.900 millones y nunca fue terminado. Su proyección: 500 MW operativos a los 18 meses de obtener la licencia, 2.500 MW en cinco años. La minería de Bitcoin usa la misma estructura legal. Para los operadores que hoy están siendo presionados por las tarifas crecientes de Paraguay y la incertidumbre del 2027, ese calendario vale la pena seguirlo. Si la rehabilitación de Tocoma comienza, la economía temprana de un despliegue venezolano empieza a parecerse a los primeros días de Paraguay: energía hidroeléctrica varada a costo marginal casi cero, competencia mínima por los megavatios disponibles, y un gobierno que necesita los ingresos en dólares que genera la minería. Ingenieros eléctricos venezolanos con décadas de experiencia en el sistema, los mismos que construyeron la red en los años 70, 80 y 90, confirman la viabilidad técnica. El mecanismo es directo: instalar entre 20 y 40 centros de minado co-localizados en el Bajo Caroní, conectarlos al Centro de Despacho de Carga de Puerto Ordaz, y operarlos como carga flexible exactamente como Penguin y HIVE operan su curtailment con ANDE hoy. Cuando hay exceso de generación hidroeléctrica se encienden. Cuando la demanda nacional sube se apagan en minutos. El agua que antes se botaba al embalse se convierte en hashrate. Paraguay no tuvo que competir con Venezuela para convertirse en el cuarto país con más hashrate del mundo. Es posible que no siempre tenga esa ventaja. La minería de Bitcoin volverá a Venezuela. Fin. 🇻🇪🇵🇾⚡₿
Sultán92,878 Aufrufe • vor 2 Monaten
¡Notición para Venezuela! Reuters acaba de reportar que IMPSA está en proceso avanzado de renegociar su contrato con CORPOELEC para desarrollar y rehabilitar dos proyectos hidroeléctricos clave en el país. Si se firma, esto añade hasta 672 MW de capacidad de generación en los próximos meses. Los detalles según Reuters y el presidente de IMPSA, Jorge Salcedo: 1. Tocoma: casi el 60% del equipo ya está fabricado y en almacenado en Mendoza, Argentina. Completar las dos primeras fases tomaría entre 14 y 19 meses desde la firma. El objetivo es más de 2 GW en 10 unidades generadoras, o bien 10 turbinas de 200 MW cada una. 2. Macagua: las primeras dos unidades de 80 MW cada una podrían volver a servicio en 90 a 100 días después de firmar el addendum al contrato. Acuerdo actual: el 90% de los aspectos técnicos y financieros ya están acordados. Se están negociando los detalles legales y los términos de pago. ¿Quién es IMPSA hoy? Originalmente una empresa estatal argentina, hoy es propiedad del Industrial Acquisitions Fund, un fondo con sede en Estados Unidos. Es decir, el activo que está a punto de reactivar Tocoma está en manos de capital americano privado, operando bajo una licencia OFAC emitida a principios de 2026. El equipo fabricado está en múltiples ubicaciones: Argentina (Mendoza), Estados Unidos, Alemania y Paraguay. IMPSA ya realizó un inventario completo. Para los componentes con tecnología obsoleta o que no se pueden conseguir, usarán tecnología nueva como reemplazo. Ahora el contexto que hace esto extraordinariamente importante. Tocoma tiene $9.300 millones en costos hundidos de obra civil. El proyecto lleva más de una década paralizado. Las turbinas y el equipo mecánico estaban fabricados y apilados en un almacén en Argentina porque los problemas de pago y las sanciones OFAC bloquearon la exportación e instalación. Eso se está desbloqueando ahora con una licencia OFAC específica emitida este año. Macagua ya tiene infraestructura operativa. Rehabilitar tres unidades existentes en 90 a 100 días no es una proyección optimista. Es una obra de mantenimiento e instalación sobre equipos que ya conocen el sitio. Si ese número se cumple, Venezuela tendría 160 MW nuevos de capacidad de generación real en menos de cuatro meses desde la firma. ¿Cuánto vale 672 MW en el contexto actual del SEN? Venezuela opera hoy con una capacidad real de entre 12 y 14 GW sobre 36 GW instalados nominales. El pico de demanda histórico es de 17 GW. Añadir 672 MW reales a ese balance no resuelve el problema estructural, pero es la primera expansión concreta de capacidad que el Sistema Eléctrico Venezolano vería en años. Y viene de infraestructura que ya existe, no de obras nuevas. Reuters también reporta que Washington está empujando un plan de reconstrucción energética de $100.000 millones para Venezuela, y que Caracas y Washington están en conversaciones activas sobre cómo liberar fondos venezolanos en cuentas en el exterior para financiar los proyectos eléctricos más urgentes. Bancos extranjeros y proveedores potenciales están participando en esas conversaciones. Conecta los puntos de los últimos siete días. 2 de junio: la Asamblea Nacional aprueba en primera discusión la reforma de la LOSSE, abriendo el sector eléctrico al capital privado por primera vez desde 2007. 9 de junio: Reuters reporta que IMPSA, propiedad de capital americano bajo licencia OFAC, está a semanas de firmar el contrato que desbloquea Tocoma y reactiva Macagua. En paralelo: Caracas y Washington negocian la liberación de fondos venezolanos en el exterior para financiar la reconstrucción eléctrica. Esto no es una secuencia de noticias inconexas. Es la misma operación avanzando en tres frentes simultáneamente: el marco legal, el capital privado americano, y el financiamiento soberano. Todo en la misma semana. El modelo del que hablamos desde hace meses, capital privado americano entrando bajo licencia OFAC para monetizar energía varada y financiar la reconstrucción del SEN sin deuda soberana nueva, está dejando de ser una propuesta y continúa apuntando a que la minería de Bitcoin a escala industrial finalmente llegará a nuestro amado país. FIN 🇻🇪⚡₿
Sultán51,835 Aufrufe • vor 1 Monat
Ingenieros venezolanos con décadas de experiencia en el SEN están analizando el acuerdo IMPSA-Corpoelec en detalle. No desde afuera. Desde adentro. Sus números confirman lo que muchos sabemos y sus advertencias son dignas de ser consideradas. Primero, lo que confirman. El costo estimado para la Fase I del acuerdo, las tres unidades de Macagua I (3x80 MW = 240 MW) más las dos primeras turbinas de Tocoma (2x216 MW = 432 MW), oscila entre $80 y $150 millones dependiendo del nivel de obsolescencia que se encuentre en los equipos. Para terminar Tocoma al 100%, desde el 87% actual hasta el 100%, los estimados van desde $900 millones según el Ing. César Cardozo, uno de los sobrevivientes de EDELCA, hasta más de $2.000 millones según otros expertos. La diferencia importa porque esos recursos adicionales tendrán que venir de capital privado internacional bajo la nueva LOSSE. El acuerdo está estructurado correctamente desde el punto de vista financiero. Los fondos se manejan desde EE.UU. a través de dos cuentas segregadas en formato de fideicomiso, una para Tocoma y otra para Macagua, con recursos liberados del Estado venezolano en el exterior. IMPSA cobra por hito terminado, previamente auditado y autorizado. No hay anticipos. Los bancos custodios americanos liberan el dinero directamente al proveedor conforme se certifiquen los avances de obra. El dinero no toca el Banco Central de Venezuela. IMPSA tiene una ventaja técnica que pocos tienen: es el diseñador original de las turbinas Kaplan de doble regulación de Tocoma y las turbinas Francis de Macagua I. Tiene los planos y las patentes. Eso reduce el riesgo de ingeniería y justifica que puedan reemplazar componentes obsoletos con tecnología nueva. También contempla un sistema SCADA en Tocoma que transmitirá datos en tiempo real del comportamiento de las turbinas de forma remota. Ahora las advertencias que nadie está publicando. El eslabón más débil del acuerdo no es IMPSA. Es Corpoelec. Corpoelec tiene dos responsabilidades críticas que no puede delegar a IMPSA: las reparaciones civiles y estructurales de lo que dejó inconcluso el consorcio OIV, incluyendo remoción de sedimentos, mantenimiento del concreto deteriorado y sellado de filtraciones en la presa. La reposición y puesta a punto de la subestación Tocoma de 400 kV, que fue parcialmente desmantelada por la propia Corpoelec. Se retiraron equipos de potencia del patio, esquemas de protección digitales y la subestación ha sufrido robo de cable de control y deterioro de tableros. Todo el equipamiento es Siemens y la firma española TSK fue contratista responsable. Tenía más del 90% de avance cuando fue desmantelada. Si Corpoelec no cumple sus trabajos en tiempo, IMPSA se lava las manos y cobra gastos de paralización por retrasos imputables al contratante. Eso significa dinero gastado en penalidades en lugar de megavatios. Otro problema real: la brecha generacional de ingeniería. Los ingenieros que construyeron Guri, Macagua y Caruachi en los años 70, 80 y 90, los llamados sobrevivientes de EDELCA, tienen entre 65 y 85 años hoy. Quedan aproximadamente 140 en todo el país. Son los únicos con el conocimiento profundo para supervisar una obra de la complejidad de Tocoma. Se habla de crear un Consejo Consultivo Senior de entre 25 y 40 de estos ingenieros, pagados a través de las mismas cuentas internacionales del proyecto. Esa es la solución correcta. Pero no existe todavía. Dicha solución es similar en naturaleza a mi propuesta de conformar el GERSEN. Grupo de Emergencia para la Recuperación del Sistema Eléctrico Nacional. Y el impacto real sobre los apagones merece calibración honesta. Añadir generación en el Bajo Caroní mejora el sistema, pero no de manera uniforme en todo el país. El experto lo dice con precisión: la mejora se notará más fundamentalmente en el oriente del país. Las restricciones de transmisión existentes en la línea de 765 kV no desaparecen con más generación en Guri. Ya se están violando los límites de transmisión todos los días. Inyectar más MW en el Bajo Caroní sin resolver el cuello de botella de transmisión tiene efectos limitados sobre el racionamiento en Caracas, en el centro y en el occidente del país. Eso es precisamente el argumento de fondo para la minería de Bitcoin industrial co-localizada en el Bajo Caroní. Cada MW que un centro de minado absorbe en las inmediaciones de Guri es un MW que no tiene que viajar 800 kilómetros por una línea que ya está al límite. Es electricidad convertida en dólares en sitio, sin tocar la transmisión, sin afectar a ningún hogar y atrae más capital para la reconstrucción del SEN. Esos dólares pueden financiar parte de las licitaciones privadas bajo la nueva LOSSE que necesita Corpoelec para terminar Tocoma del 87% al 100%. Porque si la ANDE en Paraguay genera el 60% de sus ingresos con 1 GW de minería de Bitcoin, Corpoelec y Venezuela pueden hacerlo también. GE Vernova reconstruye las termoeléctricas. IMPSA termina Tocoma. La minería de Bitcoin monetiza el excedente que la transmisión no puede llevar al norte mientras todo eso ocurre. Tres procesos en paralelo. Los tres necesarios y complementarios. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán41,679 Aufrufe • vor 1 Monat
Acaba de salir el blueprint más ambicioso que se ha escrito sobre Venezuela. 709 páginas. $6 billones. 10 años. Capital privado. Se llama "Venezuela First World" y lo escribió Roberto Smith Perera, ex Ministro de Transporte, ex Embajador ante la UE, PhD en Políticas Públicas por Harvard. Y hay algo que me dejó sin palabras. El blueprint confirma todo lo que llevo meses diciendo sobre Bitcoin mining. No lo menciona por nombre. Pero describe exactamente el modelo. Déjenme explicar. El plan tiene un mandato legal: eliminación del quemado de gas asociado en un máximo de 3 años desde que tome el gobierno de reconstrucción. Venezuela es hoy uno de los mayores quemadores de gas del mundo. Eso es energía regalada al aire. Millones de dólares convertidos en humo cada día en la Faja del Orinoco. ¿Qué hace el Bitcoin mining? Captura exactamente ese gas. Lo convierte en hashrate. Lo convierte en dólares. Sin deuda del Estado. Sin gasoducto. Sin esperar a que llegue la red eléctrica. El modelo Crusoe Energy existe porque este problema existe. Venezuela lo tiene a escala industrial. El blueprint también confirma los números del sistema Caroní. Guri: 10 GW. Caruachi: 2.2 GW. Macagua: 3.1 GW. Y Tocoma, la pieza que falta: 2.1 a 2.3 GW listos en 24 a 36 meses, capaces de generar 12,000 GWh anuales adicionales. ¿Para quién es esa energía mientras la economía industrial arranca? Los mineros de Bitcoin son la única industria en el mundo que puede absorber excedente eléctrico desde el primer día, en cualquier cantidad, y apagarse en segundos cuando alguien más la necesite. Son el comprador de última instancia perfecto para una red que se está reconstruyendo. El blueprint lo dice de otra forma, pero llega al mismo lugar: "cada punto porcentual de mejora en la confiabilidad de la red se traduce directamente en producción industrial, funcionalidad hospitalaria y confianza empresarial." Los mineros financian esa confiabilidad con dólares que entran antes de que llegue ningún otro cliente industrial. Y luego viene el capítulo que más me impactó: centros de datos e inteligencia artificial. El blueprint propone una plataforma de 2 GW de cómputo de IA. Señala que la electricidad en Venezuela costará entre $20 y $30 por MWh, frente a $100 a $200 en Estados Unidos o Europa. Eso es una ventaja de $1.5 a $2.5 billones por año. Llama a Ciudad Guayana, conectada directamente a Guri, "el cómputo más barato de las Américas." Bitcoin mining no compite con eso. Bitcoin mining construye el camino hacia eso. Un minero que opera hoy en Venezuela bajo GL 48A y GL 49A está haciendo tres cosas al mismo tiempo: monetizando energía que se estaba perdiendo, generando dólares que no requieren deuda soberana, y demostrando que el capital privado americano puede operar en Venezuela bajo reglas claras. Eso es exactamente el modelo de confianza que necesita cualquier datacenter que quiera venir después. El autor del blueprint, Roberto Smith Perera, cita que el licenciamiento OFAC reduce la prima de riesgo de inversión en Venezuela en 200 a 300 puntos base. Eso no es opinión. Eso es la arquitectura financiera de la reconstrucción confirmando que las licencias que ya existen son el activo más subestimado del momento. Venezuela tiene 304 mil millones de barriles de petróleo, reservas de gas más grandes que todos en el hemisferio occidental excepto Estados Unidos, el tercer complejo hidroeléctrico más grande del mundo, y la electricidad industrial más barata de las Américas. El blueprint dice que Venezuela no le pide al mundo que crea en un milagro. Le ofrece la oportunidad de construir uno. Yo llevo meses diciendo lo mismo: LA MINERÍA DE BITCOIN VOLVERÁ A VENEZUELA Y SERÁ PARTE DEL BLUEPRINT. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán39,166 Aufrufe • vor 2 Monaten
¿Cómo puede Venezuela reducir drásticamente la cifra de $15.000 a $40.000 millones para reactivar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN)? La respuesta está en la historia. En los años 90, Venezuela casi pierde el agua de Caracas. No porque faltara agua. El embalse Camatagua tenía suficiente. Falló el transporte: los motores del sistema Tuy III, 12 prototipos de 15 MW fabricados por Siemens en 1976, comenzaron a colapsar en cadena. Para junio de 1995, siete estaban fuera de servicio. Solo operaban cinco. Caracas estaba a días de quedarse sin presión de agua. Siemens presentó su diagnóstico con toda la frialdad de quien sabe que no tiene competencia, concluyendo que los estatores calcinados no tienen reparación. Su propuesta fue fabricar nuevos motores, que tardarían 24 meses a un precio de $1.000.000 por motor. Un total de $6.000.000, sin licitación, por asignación directa del Estado, forzada por la desesperación. El Ing. Gran Mariscal de Ayacucho Jose de Viana, al frente de Hidrocapital, rechazó el ultimátum. Llamó a GE y su división brasileña Gevisa. Les mandó los motores en aviones de la Fuerza Aérea Venezolana y en vuelos comerciales de VARIG redirigidos. Gevisa reparó los estatores en 45 días, no en 24 meses, y en el proceso descubrió que el diseño original de Siemens era defectuoso: operaba a 140°C cuando debía estar a 85°C. Con la misma carcasa, construyeron un corazón magnético nuevo. El motor mejoró. Luego abrió una licitación internacional para los seis motores de reemplazo. Participaron ocho fabricantes globales: Asea Brown Boveri, Toshiba, GE, Siemens, y otros. El mito de que solo la ingeniería alemana podía hacer motores de ese tamaño quedó destruido en una sola licitación. Toshiba ganó a $360.000 por motor. Lo que iba a costar $6.000.000 costó $2.160.000, con tecnología superior. Esa historia tiene un nombre: el poder de la competencia sobre el monopolio. Y tiene una lección directa para el Sistema Eléctrico Nacional hoy. El SEN tiene el mismo patrón de falla que el Tuy III: no falta la fuente. Falla el transporte. El Guri tiene capacidad nominal de 10.000 MW pero la línea de 765 kV solo puede despachar 8.500 MW al norte del país. El parque termoeléctrico tiene 11 GW instalados pero solo genera 3 a 4 GW reales porque PDVSA no suministra combustible y los contratos de mantenimiento con los OEM llevan años rotos. Y hay un mito del proveedor único igual de peligroso: que solo Siemens, GE o los fabricantes originales pueden rehabilitar estas plantas, y que hay que pagarles lo que pidan porque no hay alternativa. La licitación del Tuy III demostró que eso es falso. Siemens mismo bajó su precio a la mitad cuando tuvo competencia. Venezuela necesita ahora lo que Hidrocapital hizo en 1995: un grupo técnico de emergencia que rechace el monopolio, abra la competencia y rehabilite lo que ya existe con inteligencia y transparencia, no con obras faraónicas nuevas. Debemos conformar un Grupo de Emergencia Nacional para la Reconstrucción del SEN, integrado por los ingenieros venezolanos más calificados que hoy tienen voz pública sobre este tema: - El Ing. Jose de Viana, quien ya demostró en el Tuy III que se puede rehabilitar infraestructura crítica en menos tiempo y a un costo inferior, a través de la competencia y libre licitación. - La Ing. Aidaelena Smith, directora de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Unimet, de la cual fui alumno, que opera el único laboratorio de energías renovables de Venezuela y entiende la transición desde adentro. - El Ing. Nelson Hernández, quien ha mapeado con precisión el potencial renovable del país: 9 millones de barriles diarios equivalentes de capacidad renovable, 7 veces el máximo consumo histórico de Venezuela. - El Ing. Arturo Arenas, con 40 años en el sector, quien confirmó en vivo el diagnóstico de $15.000 a $40.000 millones que requiere la recuperación del SEN. - Y David Morán, quien ha propuesto el modelo de descentralización, microredes híbridas y la transformación del ciudadano en prosumidor activo. Según estimaciones de David, tenemos la capacidad de generar hasta 100 GW en Venezuela. Actualmente la capacidad instalada es de 36 GW y consumimos 13 GW máximo. Imagínate tu!!! Esto no sería un comité gubernamental. Es un grupo técnico independiente con mandato público, que publique su diagnóstico, abra licitaciones internacionales, y opere con los mismos principios que salvaron el agua de Caracas hace 30 años: competencia, transparencia y velocidad. La reconstrucción del SEN costará mucho menos de $40.000 millones de dólares. Pero dependerá de crear las condiciones para que el capital privado los traiga. Necesitamos sentar a los ingenieros correctos en una misma mesa con María Corina Machado y su equipo, darles autoridad técnica y escucharlos para conseguir privatizar el SEN y así habilitar el mercado libre de electricidad, con datos abiertos, licitaciones limpias y que el mercado dicte el precio de la electricidad. Fin. 🇻🇪⚡
Sultán32,381 Aufrufe • vor 3 Monaten
Venezuela no tiene un problema de generación eléctrica, tiene un problema de transmisión. El Sistema Eléctrico Nacional tiene más de 34 GW instalados, pero solo despachamos 12 a 14 GW reales. Esa diferencia no es solo culpa de la red que conecta la generación con el consumo. La columna vertebral del SEN es una red de transmisión de 765 kilovoltios, una de las más extensas del mundo, diseñada para mover bloques masivos de energía hidroeléctrica desde el sur del país, en el estado Bolívar, hacia los centros de consumo del norte, el centro y el occidente. ¡Esa distancia supera los 800 kilómetros! Más del 60% de esa infraestructura ha superado su vida útil recomendada por los fabricantes. Los autotransformadores están fatigados térmicamente. Los bancos de capacitores para compensación reactiva están inoperativos. Las cadenas de aisladores están degradadas. El resultado es que más del 30% de la energía que se inyecta en esa red se disipa como calor antes de llegar a alguien. Y eso es solo la transmisión. En la distribución se puede perder hasta otro 40% por robo de cobre, vandalismo en subestaciones y falta de medición. En la práctica de cada 100 MW que salen del Guri, apenas 40 MW llegan a un cliente que paga. Pero hay un número que lo cambia todo. El Bajo Caroní tiene un potencial hidroeléctrico de aproximadamente 16.000 MW. La línea de transmisión de 765 kV solo puede despachar alrededor de 8.500 MW a los centros de carga. Eso significa que 7.500 MW de potencial hidroeléctrico están atrapados aguas arriba. No por falta de agua. Por falta de líneas. ¡Ese no es un problema, sino una oportunidad! Si la energía no puede viajar hacia el norte porque la línea no da más, la solución no es forzar más energía por una línea que se derrite. Una solución es llevar el consumidor hacia la generación. Y eso es exactamente lo que podemos lograr en nuestro país con empresa extranjeras de minería de Bitcoin. Un centro de minería industrial no necesita estar en Caracas o en Valencia. No necesita estar cerca del mercado de consumo personal o industrial. Puede instalarse en Ciudad Guayana, a metros de la subestación de salida de Guri o de Caruachi, absorbiendo los megavatios (MW) que de otra forma, actualmente, no llegan al norte del país. Los mineros pueden operar con la energía directo donde se genera, antes de que el 30% desaparezca en la línea. Paga en dólares por cada kilovatio. Y es el único tipo de carga industrial que pueda apagar sus operaciones cuando la red lo necesita. En términos simples, las empresas de minería nos pueden ayudar a consumir la energia atrapada que no consumimos porque las líneas de transmisión no la aguantan, ayudarnos a financiar esa transmisión y más adelante, apagarse cuando el norte, centro y occidente del país necesiten más electricidad. Esto no es teoría. Es la lógica que ya usan varios de nuestros clientes en Luxor Technology 🟧⛏️ para balancear la red eléctrica en Texas, Etiopía, Finlandia, Noruega y más. Y esos modelos para Venezuela ahora podrían ser justificados mediante las licencias OFAC GL 48A y GL 49A que permiten a empresas autorizadas americanas a generar, transmitir y vender electricidad en Venezuela. Por si fuera poco... el Bajo Caroní no es el único lugar donde esto aplica en nuestro país. En el occidente, el Lago de Maracaibo y los campos del Zulia tienen plantas termoeléctricas como Termozulia que operan con gas asociado. Ese gas hoy o se quema en el aire o no alcanza para mantener la planta a plena carga por falta de inversión en los gasoductos. Un complejo de minería co-localizado con Termozulia convierte ese gas residual en dólares inmediatamente, sin esperar a que se rehabilite la transmisión nacional. En el oriente, Monagas y Anzoátegui tienen la misma ecuación. Gas asociado en la Faja del Orinoco que hoy se ventea, equivalente a 300.000 barriles de petróleo por día quemados en el aire. Turbinas modulares de 25 a 100 MW pueden capturar ese gas y alimentar tanto los taladros del campo petrolero como un centro de minería de Bitcoin en el mismo predio. Tres zonas. Tres tipos de energía atrapada. Un mismo modelo. Guayana: excedente hidroeléctrico que no puede viajar al norte por la limitación de la línea de 765 kV. Se captura con minería al lado de la central. Zulia y occidente: gas asociado en plantas termoeléctricas subutilizadas por falta de inversión en gasoductos. Se captura con minería co-localizada en el predio de la planta. Faja del Orinoco y oriente: gas quemado en pozos activos. Se captura con turbinas modulares y minería en los mismos campos petroleros. En los tres casos el principio es el mismo: la minería de Bitcoin no compite con la red. Va antes de la red. Captura la energía que la red pierde, la que no puede transportar, o la que se destruye en el aire. Y el flujo de dólares que genera es algo que nos ayudará a financiar progresivamente la rehabilitación de las líneas de transmisión, las subestaciones, los autotransformadores y los bancos de capacitores que hacen falta. La minería de Bitcoin no reemplaza la reconstrucción del SEN. La complementa. Pero un sistema de minería que genera flujo de caja en dólares desde el primer día, co-localizado con generación existente sin necesidad de nueva transmisión, sí puede atraer el capital privado que eventualmente paga esa rehabilitación. Se habla poco sobre esto, pero LA ELECTRICIDAD ES UNA EMERGENCIA NACIONAL PARA VENEZUELA. Necesitamos conformar cuantos antes un Departamento de Emergencia Nacional para la Reconstrucción del SEN, integrado por los ingenieros electricistas venezolanos más calificados. Ninguna de las publicaciones que he realizado sobre el estado actual y el futuro del SEN pueden ser tomadas como definitivas, son solo el inicio de explicar la problemática y debatir soluciones de forma abierta y pública. Mi misión es solo servir como un facilitador para atraer más capital a nuestro amado país y reconstruir cuanto antes el SEN, para acabar con los apagones. Sin más electricidad, no hay recuperación económica. LA MINERÍA DE BITCOIN REGRESARÁ A VENEZUELA. Que Dios bendiga a Venezuela y a todos los venezolanos. Fin. 🇻🇪⚡₿
Sultán29,984 Aufrufe • vor 3 Monaten
Venezuela tiene el sistema eléctrico más monopolístico de América Latina. Pero Texas tiene el más libre y eficiente del mundo. Aquí está lo que podemos aprender del mercado eléctrico texano para el venezolano: En Texas, la electricidad no la controla el Estado. La produce quien quiera, la transporta una empresa regulada, la vende quien compita por el cliente, y el precio lo fija el mercado en tiempo real cada cinco minutos. Se llama ERCOT y alimenta a 27 millones de personas. Por el contrario, en Venezuela, la ley vigente que regula la generación, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad, desde 2010, es la LOSSE. Dicha ley reserva todo lo relacionado a la electricidad exclusivamente al Estado; a través de CORPOELEC. La LOSEE es inservible y hundió al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El resultado han sido tarifas tan bajas que el sistema factura $70 millones al año, cuando necesita cifras considerablemente superiores para sostenerse. También, tenemos 34.383 MW instalados nominales pero solo podemos despachar 14.933 MW reales y el 82% del parque termoeléctrico está paralizado. La diferencia entre Texas y Venezuela no es geográfica ni de recursos. Es de modelo. Libre mercado en vez de controlado por el Estado. ¿Cómo funciona el modelo texano y cómo podemos replicarlo en nuestro país? El modelo ERCOT separó el monopolio en cuatro actores con roles distintos y separados por ley. Primero, los generadores privados. Permite a cualquier empresa construir y operar una planta. No hay garantía de retorno. Si produces energía cuando hay demanda, ganas. Si no, no cobras, así todo el riesgo de capital es privado. Segundo, las empresas de transmisión y distribución. Son empresas reguladas, dueños de los cables, pero legalmente prohibidas de generar o vender electricidad. Su negocio es transportar, no producir. En Venezuela, el equivalente sería una Corpoelec, reducida a operar únicamente la red de 765 kV que lleva la electricidad del bajo Caroní, al norte, centro y occidente. Tercero, los comercializadores minoristas. Nuevas empresas que compren energía al por mayor y la revendan al consumidor final. Que compitan entre sí y por ende el precio de la electricidad baje para TODOS los venezolanos. Cuarto, el ISO independiente: ERCOT. El operador del sistema que despacha la energía en tiempo real por orden de mérito: primero la más barata, luego la más cara, hasta cubrir la demanda. No es gubernamental. No tiene ideología. Solo matemáticas. Venezuela llegó a tener un análogo en 1988, la OPSIS, Oficina de Operación de Sistemas Interconectados. Íbamos bien... El mecanismo clave es el precio nodal, el LMP. ERCOT calcula cada cinco minutos el costo de generar y transportar electricidad en cada punto de la red. Si hay congestión en una línea, el precio en la región afectada sube automáticamente. Esa señal de precio atrae nuevos generadores a instalarse justo donde se necesitan, sin que ningún ministerio decida nada. La famosa ecuación básica de economía de oferta y demanda que el socialismo tanto ataca. Aplicado a Venezuela, esto sería transformador. Zulia sufre apagones a veces de 19 horas por congestión en la línea de 765 kV desde Guri. Con precios nodales, el precio de la electricidad en Maracaibo durante esa congestión se dispararía, atrayendo capital privado a construir generación térmica o solar directamente en el occidente sin depender de que Guri exporte nada. Tengo entendido que Venezuela ya tiene el primer piloto funcionando. La planta Castillito en Carabobo está siendo reactivada con $100 a $150 millones en capital privado para abastecer directamente a 200 industrias mediante PPAs en dólares, sin pasar por Corpoelec. Es la verticalización que el modelo ERCOT hace a escala masiva. Tomen este párrafo con pinzas. La hoja de ruta tiene cinco fases. Fase 1. Desmantelar el monopolio legal. Derogar las cláusulas de reserva absoluta del Estado en la LOSSE. Separar Corpoelec: generación abierta al capital privado, transmisión como monopolio regulado, distribución como concesiones privadas competitivas. Fase 2. Crear el ISO venezolano. Quitarle el despacho eléctrico al Ministerio de Energía y dárselo a un operador técnico independiente. Implementar precios nodales. Las señales de mercado empiezan a funcionar. Fase 3. Expandir los PPAs directos. El modelo Castillito se replica en todo el país. El aumento tarifario del 656% implementado en 2025-2026 es doloroso pero necesario. Sin tarifa real no hay flujo de caja y sin flujo de caja no hay inversor privado. Fase 4. Integrar renovables y cargas flexibles. Venezuela requiere instalar 2.800 MW de energía solar en el noroeste para 2030 bajo la Ley de Energías Renovables y Alternativas (LERA). El ISO administra esa intermitencia. Y aquí entra un actor que Texas ya ha integrado con éxito: las cargas industriales de alta flexibilidad, como la minería de Bitcoin, instaladas directamente en Guayana, capturando la energía hidroeléctrica que hoy no puede viajar por la línea de transmisión saturada. En Texas, ERCOT clasifica a los datacenters de Bitcoin como "Large Flexible Load", ya que se apagan en minutos cuando la red los necesita y en agosto de 2023 un solo minero recibió $31,6 millones en créditos, en un mes por, aportar su carga. Ese mismo rol, comprador privado de energía varada que se apaga cuando el sistema lo necesita, es exactamente lo que Venezuela necesita mientras reconstruye su red de transmisión. Fase 5. Fondo de estabilización. Texas aprendió esto después del apagón de 2021 por Uri: el mercado puro no siempre incentiva suficiente capacidad térmica dispatchable para emergencias. La solución fue el Texas Energy Fund: $7.200 millones en préstamos al 3% para plantas de gas. Venezuela necesita un equivalente fondeado por el BID y la CAF para las plantas térmicas de base mientras el mercado madura. El Decreto de Emergencia N° 5.157 de agosto de 2025 ya suspendió temporalmente la reserva estatal de la economía, abriendo la puerta a alianzas público-privadas estilo Chevron en 2026. Súmese a eso también la licencia GL 48A emitida por la OFCA, que autoriza a empresas americanas a generar, distribuir, almacenar y vender electricidad en territorio venezolano. La estructura legal ya empezó a moverse, hay que tener paciencia. Lo que Texas tardó décadas en construir, Venezuela puede diseñarlo desde cero con las lecciones ya aprendidas. El modelo existe. El piloto existe. La señal regulatoria existe. Solo falta completar el puente. LA MINERÍA DE BITCOIN REGRESARÁ A VENEZUELA. Que Dios bendiga a Venezuela y a todos los venezolanos. FIN. 🇻🇪⚡
Sultán22,852 Aufrufe • vor 3 Monaten
El sistema eléctrico venezolano fue una vez el más ambicioso de América Latina. En 1998 Venezuela tenía una capacidad instalada real de 21.543 MW y el consumo per cápita de electricidad más alto de toda América Latina: 2.563 kWh por persona. Más del 90% de la población tenía luz y fuimos el quinto país del mundo en implementar la tecnología de Extra Alta Tensión a 765 kV, que llevaría la energía del Guri a la capital y al norte. No era un monopolio estatal. Era una orquesta mixta que funcionaba porque cada instrumento cumplía su rol. Durante las décadas de los 60 y 80, el Estado construyó el gigante hidroeléctrico del Caroní. Guri, Macagua, Caruachi. EDELCA operaba la generación del sur. CADAFE cubría el territorio nacional. Empresas privadas como La Electricidad de Caracas (ELECAR) operaban las zonas urbanas de alta densidad, e invertían constantemente en modernización y garantizan la resiliencia de Caracas frente a fallas nacionales. Para 1988, la OPSIS, Oficina de Operación de Sistemas Interconectados, renueva el Contrato de Interconexión incorporando formalmente a ENELVEN junto a CADAFE, EDELCA y ELECAR. Cuatro operadores distintos, públicos y privados, coordinados por un ente técnico neutro e independiente. No un ente gubernamental. Un director de orquesta técnico. En 1992 Venezuela completa el Sistema Sur: 551 kilómetros de líneas de Extra Alta Tensión cruzando el Orinoco, uniendo el sur del país donde se encuentra la generación, al norte donde vive el consumidor. Los cruces sobre el Lago de Maracaibo integran la región petrolera del Zulia al sistema nacional. Ingeniería de primer nivel mundial. En 1998 logramos el cénit del Sistema Eléctrico Nacional. 21.543 MW reales, 86.358 GWh producidos, 4,22 millones de suscriptores, 90% de electrificación. El sistema funcionaba porque combinaba músculo estatal hidroeléctrico con eficiencia privada térmica y un coordinador técnico neutral. Luego viene la cronología de la destrucción. 2007. El gobierno estatiza La Electricidad de Caracas (ELECAR) y la absorbe en Corpoelec. También ENELVEN, ENELBAR, y todas las empresas privadas del sector. El modelo de orquesta mixta desaparece. El mantenimiento privado del Complejo Tacoa, que ELECAR hacía constantemente con incentivo propio, se detiene. 2009. OPSIS deja de publicar sus reportes diarios, mensuales y anuales del sistema. Venezuela empieza a navegar su propia red eléctrica a ciegas. Nadie sabe exactamente en qué estado está cada planta. 2010-2016. El Estado gasta más de $29.000 millones en el sector eléctrico. Tocoma: $8.900 millones para un esqueleto de concreto. India Urquía: $2.178 millones para una planta que opera a mínima capacidad. Sinohydro en Guri: $620 millones gastados, 4,7% de avance. 120 obras inconclusas documentadas por Transparencia Venezuela. 2025. El diagnóstico de Siemens y GE lo confirma: recuperar el SEN cuesta entre $15.000 y $40.000 millones y tomará entre 5 y 15 años. Venezuela tiene 34,38 GW nominales instalados y solo puede despachar 14,93 GW reales. El parque termoeléctrico opera al 18% de su capacidad. El 82% está paralizado. 82% de indisponibilidad no es una tragedia. Es la mayor oportunidad de inversión en infraestructura de América Latina. Y ya existe el plan para aprovecharla, construido sobre la misma lógica que salvó el agua de Caracas en 1995. El Ing. Jose de Viana presentó una propuesta para la reactivación del SEN, que incluye cuatro pasos. Paso 1. Obras habilitantes. Antes de encender una sola turbina privada hay que resolver el gas y la línea de transmisión. Quemar 40.000 barriles de diésel por día cuesta $1.400 millones al año y hace inviable cualquier tarifa. Inyectar nuevos MW en la red de 765 kV sin repararla primero causa colapso en cascada. En esto paso es donde pueden ayudar las compañías de minería de Bitcoin. Mientras reconstruimos las líneas de transmisión para transportar la electricidad, podemos monetizar la energía atrapada en los sitios de generación en vez de desperdiciarla. Así reducimos una parte del financiamiento para reactivar el SEN y agregamos más participantes privados a la red. Paso 2. Contratos BOT. Consorcios privados asumen el financiamiento, la reparación profunda y la operación de las plantas por 15 a 30 años, luego transfieren el activo al Estado. No greenfield, no obras nuevas. Brownfield: rehabilitar lo que ya existe. Financiamiento híbrido: 30-40% Viability Gap Funding de multilaterales (BID, CAF), 60-70% capital privado en riesgo. La joya del portafolio es Tocoma: requiere menos de $1.000 millones de CAPEX adicional para desbloquear 2.160 MW sobre $9.300 millones en costos hundidos. Menos de $500 por kilovatio. No existe mejor ratio de infraestructura en América Latina hoy. Paso 3. ISO independiente. Fin del monopolio de Corpoelec. Separación legal de generación, transmisión y distribución. Un operador de sistema independiente, el equivalente moderno de OPSIS, que despacha por orden de mérito y garantiza acceso abierto. PPAs directos entre generadores privados y grandes usuarios industriales, sin el Estado como intermediario. Paso 4. Tarifa real. La viabilidad de los contratos BOT depende de recaudar lo que se genera. Tarifa entre $0,05 y $0,18 por kWh. Smart meters para eliminar el 40% de pérdidas por robo y fraude. Subsidio directo y focalizado solo para usuarios vulnerables, vía billetera digital. El operador privado siempre recibe el 100% de la tarifa real. Este no es un plan ideológico. Es el mismo modelo que construyó el sistema en los 80 y los 90. La diferencia es que esta vez necesita un Departamento de Emergencia Nacional para la Reconstrucción del SEN: un organismo técnico independiente con mandato público que publique diagnósticos, abra licitaciones internacionales y prohíba adjudicaciones directas. La orquesta de la red eléctrica nacional tocó perfectamente, mientras estaba en manos de varios actores privados, hasta que alguien decidió que el Estado tenía que ser el único músico. Fin.
Sultán18,366 Aufrufe • vor 3 Monaten
Un nuevo diagnóstico técnico del Sistema Eléctrico Nacional venezolano, revela que hay 5.930 MW de capacidad hidroeléctrica fuera de servicio en la cuenca del Caroní. El reporte elaborado por el Ing. Nelson Hernández y compartido por el Ing. David Morán revela los siguientes datos: El Guri (Simón Bolívar): tiene 8.850 MW nominal pero solo 5.625 MW operativos y 3.225 MW fuera de servicio. Macagua (A.J. de Sucre): 2.930 MW nominal. 1.690 MW operativos. 1.240 MW fuera de servicio. Caruachi (F. de Miranda): 2.195 MW nominal. 730 MW operativos. 1.465 MW fuera de servicio. En total hay 13.975 MW instalados en el bajo Caroní, de los cuales 5.930 MW no operativos por falta de mantenimiento. Importante: esta capacidad no está "atrapada". Está apagada. Los turbogeneradores existen, la infraestructura existe, el recurso hídrico existe. Lo que falta es inversión en rehabilitación. La energía realmente atrapada es otra historia: parte de los 8.045 MW que sí generan hoy no puede llegar al resto del país porque las líneas de transmisión están deterioradas. Ahí está el caso inmediato para minería co-localizada directamente en la fuente de generación. Para entender la escala total, hagamos el ejercicio completo. Límite superior teórico: si se rehabilitara y desplegara hardware moderno (S21, 270 TH/s a 3.645 kW) en los 5.930 MW no operativos, el resultado sería ~439 EH/s. El 45% del hashrate global de Bitcoin hoy (970 EH/s). Desde un solo complejo hidroeléctrico. Ya construido. Ya amortizado. Es un sueño, pero el número muestra de qué tamaño es el potencial de un activo nacional que está degradándose. La propuesta realista es otra. En los próximos 3 a 5 años: 250 a 500 MW en despliegues industriales co-localizados en la generación, sin depender de la red de transmisión, sin competir con el consumo nacional. Eso es menos del 5 o 10% de la capacidad operativa en el Caroní. ¿Cuánto representa frente a lo que Venezuela ya mina hoy? Venezuela opera ~5 EH/s con equipos de vieja generación. Usando la S19 XP a 21.5 J/TH, el consumo estimado es ~107 MW. Con S21 (270 TH/s, 13.5 J/TH, aire): 250 MW = 18,5 EH/s. Casi 2,5x el consumo actual de minería en el país. 500 MW = 37 EH/s. Casi 5x. Con S21+ Hydro (358 TH/s, 15.0 J/TH, líquido): 250 MW = 16,7 EH/s. Casi 2,3x. 500 MW = 33,4 EH/s. Casi 4,6x. El cooling por líquido baja ligeramente el hashrate por MW pero abre la puerta a despliegues de mayor densidad y vida útil extendida, ideales para infraestructura permanente anclada a una represa. 5.930 MW de capacidad instalada degradándose en el Caroní mientras el país raciona 8 horas al día. Esta es la paradoja hidroeléctrica más cara de América Latina. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán12,080 Aufrufe • vor 2 Monaten
Venezuela tiene la capacidad instalada para generar 36 GW, pero podría generar hasta 100 GW de energía. Con esa cantidad de electricidad podríamos producir más de 5 millones de barriles de petróleo al día, habilitar industrias pesadas, crear hidrógeno verde, acero limpio, repatriar a millones de venezolanos a sus hogares, acabaríamos con los apagones y hasta alimentaríamos cómputo para IA y minería de Bitcoin. Todo con recursos que ya están extraídos y que hoy se destruyen. El Ing. venezolano David Morán lo explicó en detalle en el reciente Foro Analítica. ¡Esta es la propuesta detallada del Ing. David Morán! El potencial de energías renovables de Venezuela equivale a 9 millones de barriles diarios de petróleo. El máximo consumo histórico del país, sumando todo, fue de 1,3 millones de barriles. Por ende, el potencial renovable es 7 veces el máximo consumo que Venezuela ha tenido en toda su historia. Casi ningún país del mundo tiene esa relación. Morán no habla de esto como un sueño lejano. Habla de recursos físicos que ya existen y que hoy se desperdician o se destruyen. Su propuesta es convertir cada pasivo en un activo y se divide en "Nodos" de producción energética. Aquí está el mapa: - Nodo 1. La Guajira y el ZUPI. Vientos alisios de clase mundial. Irradiación solar que compite con el desierto de Atacama. Guatemala acaba de firmar PPAs solares por 400 MW solo para sus ingenios azucareros. Venezuela tiene las mismas condiciones y no tiene ninguno. Aquí van microredes agroindustriales: plantas lácteas, riego automatizado, cadenas de frío operando off-grid, inmunizadas contra los apagones del SEN. - Nodo 2. Margarita y las zonas costeras. Los habitantes de Margarita pagan varios dólares por 1.000 litros de agua en camiones cisterna. Con sol y viento disponibles todo el año, la desalinización solar es completamente viable. Una solución de bajo costo que resolvería el problema de agua de una isla entera sin depender de la red nacional. - Nodo 3. Los Andes. Riachuelos con potencial de 1 a 10 MW cada uno. Ingenios azucareros. Ganadería. Biomasa. Cogeneración agrícola distribuida que no requiere extender tendidos eléctricos a poblaciones de 4.000 personas donde nunca será rentable hacerlo. - Nodo 4. El Oriente: el gas que se quema. Venezuela ventea y quema el equivalente a 300.000 barriles de petróleo por día en gas asociado. Es una vergüenza ambiental y un activo industrial destruido diariamente. Ese gas alimenta turbinas modulares de 25 a 100 MW directamente en los campos petroleros de Monagas y Anzoátegui. Shell y Pepca ya firmaron un contrato para recuperar parte del venteo en el norte de Monagas. El modelo existe. - Nodo 5. El Hub Atlántico: hidrógeno verde y materiales críticos. El río Orinoco descarga 33.000 metros cúbicos de agua por segundo. Es el tercer río más caudaloso del planeta. A unos $50.000 dólares por m3 el valor equivalente de toda esa agua es de unos 4.320 millones de dólares por día. Con paneles solares flotantes en los embalses y electrólisis a gran escala en la ribera norte del Orinoco, Venezuela puede producir hidrógeno verde y amoníaco verde para exportación. El amoníaco es el vector más barato para transportar hidrógeno y además sirve para producir fertilizantes, un commodity crítico actualmente por el problema del Estrecho de Hormuz en Irán. Y ahí no termina. Morán señala que Venezuela ya tiene extraída la materia prima para la transición energética global. Las almueras de los pozos petroleros contienen litio que puede extraerse con tecnología de Direct Lithium Extraction que ya se usa en Canadá. Las montañas de coque de petróleo en el complejo José son grafeno sin procesar. Solo se necesita temperatura extrema para transformarlos, y eso lo puede proveer la solar térmica. El acero de Sidor ya usa reducción directa con gas natural. Cambiando el reductante a hidrógeno verde, produce el acero más limpio del mundo. Los mercados globales pagan una prima por eso. Y luego están los centros de datos sustentables. Morán lo nombró explícitamente como uno de los tres grandes sectores de crecimiento del futuro energético de Venezuela, junto con los centros de datos en la nube y el hidrógeno verde. Su argumento: las empresas más grandes del planeta ya no son energéticas, son tecnológicas. Esta es una megatendencia de la actual década y tiene carácter de emergencia nacional en loa Estados Unidos. En ese contexto, Morán entendió las propuestas que he realizado públicamente sobre la minería de Bitcoin co-localizada con las plantas del Bajo Caroní o con las turbinas de gas del Oriente. Morán es de los primeros Ing. electricistas venezolanos de renombre en entender que esto no es una apuesta especulativa. Los datacenters de Bitcoin son el comprador industrial más eficiente de energía varada que existe. Se encienden cuando hay exceso de generación y son el único tipo de centro de datos que puede apagarse en minutos cuando la demanda residencial sube. Además paga en dólares (en forma de Bitcoin que puede ser vendido por USDT, Bs, dólares, lo que sea). Sumo un comodín a su propuesta: Si Venezuela privatiza su Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y crea un mercado con precios nodales reales, Luxor Technology 🟧⛏️ podría integrar dichas señales del precio de la electricidad, y ayudar a los mineros del país a ajustar automáticamente el consumo de cada máquina minera en tiempo real cruzando el precio de lo que paga la red de Bitcoin (lo que ganan) con el precio de la energía cada 5 minutos (lo que cuesta) con un agente de IA que podemos instalar en cada granja de minería. Exactamente como ya lo estamos haciendo hoy con algunos de nuestros clientes de mining, en el mercado eléctrico de Texas, ERCOT, donde el precio cambia cada cinco minutos y las flotas se optimizan solas. Pero para que todo esto ocurra, hay una sola condición. Morán lo dijo sin rodeos: eliminar toda la legislación que frena la inversión privada. No regulación previa que ahogue la iniciativa. Abrir el campo, dejar que el capital fluya hacia donde sea más eficiente, y regular después para promover la competencia. Eso significa derogar la LOSSE. Crear un ISO independiente como el OPSIS que Venezuela tuvo hasta 2009 y destruyó. Implementar precios nodales reales. Publicar los datos del sistema en tiempo real para que pueda exista una API del SEN, como lo hacía la OPSIS hasta 2009, para que cualquier ingeniero venezolano o empresa extranjera pueda integrarlos, hacer pronósticos y automatizar decisiones industriales. Venezuela no es un problema por resolver. Es la solución que la cadena de suministro global de energía limpia estaba esperando. Generar más energia es una situación que debe ser tratada con carácter de emergencia nacional. Por ende, debemos conformar un Grupo de Emergencia Nacional para la Reconstrucción del SEN, integrado por los ingenieros electricistas más calificados del país. Lo cual incluye a David, el Ing. Jose de Viana, mi ex profesora Aidalena Smith de la Unimet, el prof. Nelson Rodríguez, el profe José Alonso de la UCV, el Ing. Arturo Arenas, entre otros. Sin más electricidad no hay recuperación económica. En esta publicación cubrí la propuesta de David específicamente, pero estaré publicando sobre las propuestas del resto. Con la finalidad de llegar a un consenso y presentar una propuesta conjunta para privatizar y reactivar el SEN. Que Dios bendiga a Venezuela y a todos los venezolanos. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán17,770 Aufrufe • vor 3 Monaten
Venezuela no necesita $40.000 millones de dólares para reactivar el Sistema Eléctrico Nacional y acabar con los apagones. En cambio, necesitamos $1,5 billones ($1,5T en inglés) en inversión extranjera para llevar nuestra capacidad de generación a 100 GW y convertirnos en la segunda capital mundial de la inteligencia artificial, la minería de Bitcoin y el cómputo industrial, después de EE.UU. Hay algunos ingenieros venezolanos haciendo mención al potencial de atraer datacenters de IA al país. Pero hay consideraciones importantes que no todos están tomando en cuenta. Aquí están los números que casi nadie está viendo. Hoy tenemos 36 GW de capacidad instalada, pero despachamos solo 14 GW. La demanda máxima nacional está en torno a los 13 GW y la histórica pico fue de 17 GW. En corto, con lo que ya tenemos podríamos tener un excedente eléctrico en vez de vivir en la penumbra. El potencial renovable del país es equivalente a 9.000.000 de barriles diarios de petróleo, según el Ing. Nelson Hernández. Por ende, Venezuela tiene capacidad para generar hasta 100 GW. Eso es 7 veces el máximo consumo histórico del país sumando todo: petróleo, gas y electricidad. ¿Cuánto costaría llegar ahí? El primer paso es rehabilitar lo que ya existe. Los 36 GW instalados necesitan entre $15.000 y $40.000 millones según el diagnóstico de Siemens y GE. Pero según estimaciones del Ing. Gran Mariscal de Ayacucho Jose de Viana, reactivar cada MW en Tocoma podría costar $500.000/MW. Si aplicamos esa misma cifra a los MW de generación instalada que desaprovechamos, hablamos más bien de $11.000 millones. Para evitar que el dinero provenga del Estado, el Ing. De Viana sugiere que lo inviertan consorcios privados mediante contratos BOT (Build-Operate-Transfer). Estos le permiten a actores privados rehabilitar las plantas, operarlas por 15 a 30 años y luego transferirle el activo al país. Debemos crear una nueva Ley Eléctrica para acabar con el monopolio del Estado sobre el SEN y permitir que el capital extranjero ayude a su reconstrucción, no la deuda soberana ni la emisión de nueva moneda. El segundo paso es construir los 64 GW adicionales a los 36 actuales, para llegar a los 100 GW de capacidad instalada que Venezuela podría tener. Para lograrlo, el Ing. David Morán propone financiar los siguientes proyectos: 1. Plantas solar-térmicas en Falcón y el Zulia, donde la irradiación solar compite con el desierto de Atacama. 2. Capturar el gas asociado en el Orinoco y el Oriente con turbinas modulares, para aprovechar el equivalente a más de 300.000 barriles diarios que hoy se queman en el aire. 3. Instalaciones micro hidráulicas en los Andes. 4. Energía eólica en Paraguaná. A un costo promedio de $1 millón por MW, esos 64.000 MW adicionales requieren una inversión de unos $64.000 millones en nueva infraestructura de generación, y al menos $6.000 millones en transmisión y distribución. Entonces, necesitamos unos $80.000 millones en infraestructura. Todo capital privado internacional bajo contratos bancables con PPAs en dólares. Ahora ¿cuánto capital privado atraería Venezuela si tuviera 100 GW disponibles? es otra buena pregunta. Con una demanda nacional recuperada de 25 GW y un margen de reserva del 20%, quedan disponibles aproximadamente 70 GW para monetizar como cómputo industrial. Bajo ese escenario podríamos vender electricidad a Google, Amazon, Meta, Nvidia, Nscale y cualquier operador que necesite energía masiva, barata y limpia para alimentar sus clusters de inteligencia artificial. Un centro de datos de IA de última generación cuesta entre $30 millones y $40 millones por megavatio de CAPEX solo en servidores, GPUs y networking, sin contar la obra civil. Esa cifra viene de algunos ejecutivos del sector de datacenters que Luxor Technology 🟧⛏️ sigue de cerca. Entonces hagamos la matemática: - 28 GW para hyperscalers de IA (Google, Amazon, Meta, Nvidia) a $40 millones por MW: $1.120.000 millones en inversión privada. - 21 GW para operadores de nube de mediana escala (Nscale, $IREN, $NBIS, $CIFR y similares) a $20 millones por MW: $420.000 millones. - 21 GW para minería de Bitcoin a $1 millón por MW: $21.000 millones. El capital privado atraído en cómputo y minería podría totalizar casi $1,5 billones de dólares. Ese monto es igual a la cantidad de ingresos que manejó PDVSA durante la presidencia de Rafael Ramirez. Hoy, dispersos por el mundo. Como país, no solo tenemos la tarea de repatriar gran parte de dicho patrimonio, sino atraer aún más, para crear nuevas industrias y recapitalizar a Venezuela. Por cada dólar que se invierta en Venezuela en infraestructura eléctrica, podemos atraer entre $12 y $15 en capital privado de operadores de cómputo. Para que esto ocurra, hay que reconocer a la reactivación del Sistema Eléctrico Nacional como una emergencia nacional, crear una nueva Ley Eléctrica y permitir que el precio de la electricidad lo dicte el mercado. Un ISO independiente publicando precios nodales cada cinco minutos. Los principales compradores de energía de la próxima década serán las grandes compañías de tecnología por la demanda que están generando las nuevas aplicaciones de IA. Y si Venezuela está entre los países con las mayores reservas energéticas del mundo, nuestro futuro es abastecer parte de la demanda global por electricidad, proveniente de la IA y atraer más de $1,5 en el proceso. Que dios bendiga a Venezuela y a todos los venezolanos. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán17,351 Aufrufe • vor 3 Monaten
🇻🇪 ¿Cómo puede recuperarse Venezuela con 180 mil millones de dólares en deuda y una economía en ruinas? Acá desgloso el plan económico estratégico propuesto por el asesor económico de María Corina Machado; Gustavo García. El plan presenta una reestructuración profunda diseñada para los primeros 100 días y el largo plazo. Aquí están los puntos clave que necesitas saber: 1/ La Emergencia Humanitaria es la Prioridad Uno: El plan comienza con un enfoque humano: proporcionar dos comidas diarias (desayuno y almuerzo) a los niños en las escuelas públicas para asegurar su desarrollo. Además, se ejecutará un plan de transferencias directas para los ciudadanos más pobres a través del sistema bancario, el más extenso de la región, para la compra exclusiva de alimentos y medicinas. 2/ El "Plan Marshall" de América Latina Venezuela tiene el potencial de convertirse en un centro masivo para la inversión privada. Dado que el Estado carece de recursos propios tras años de abandono, debe centrarse en la inversión social (salud, educación y maestros) mientras permite que el sector privado recupere la infraestructura como la electricidad, el agua y las industrias básicas. 3/ El Dilema de la Deuda: De 32 mil millones a 180 mil millones de dólares Cuando el régimen actual tomó el poder, la deuda era solo de 32 mil millones. Hoy, tras años de opacidad y falta de pagos, ha alcanzado los 180 mil millones, representando aproximadamente el 180% del PIB. El plan propone negociaciones simultáneas con organismos multilaterales (FMI, Banco Mundial, BID) y acreedores privados para reestructurar estos montos, que actualmente son impagables. 4/ ¿Por qué no Dolarizarán la economía? A diferencia de otros planes, García argumenta que la dolarización total puede impedir que la economía crezca más rápido, haciendo al país menos competitivo, y enfatiza que somos un caso distinto al de Ecuador o El Salvador. La propuesta es un sistema multimoneda donde el dólar y el euro coexistan con el bolívar, permitiendo transacciones libres y depósitos bancarios en moneda extranjera mientras se restaura la confianza en la moneda nacional. 5/ Energía: Rescatar a PDVSA vía Citgo Para detener los apagones, se propone un intercambio inmediato: enviar petróleo a Citgo a cambio de los combustibles y diluyentes necesarios para estabilizar las plantas termoeléctricas y aumentar la producción de crudo pesado.
Sultán22,461 Aufrufe • vor 5 Monaten
Desafortunadamente, las confiscaciones de equipos de minería de Bitcoin en Venezuela están ocurriendo de nuevo. Hay una solución que permitiría salvar toda esa actividad económica, multiplicarla por 50, y convertir a Venezuela en el país con más hashrate de América Latina. La propuesta, no tocaría ni un solo vatio de la electricidad que llega a los hogares. Desde Luxor Technology 🟧⛏️ y Hashrate Index 🟧⛏️ podemos medir que Venezuela tiene aproximadamente 5 EH/s de actividad de minería de Bitcoin. Usando como referencia el Antminer S19 XP (140 TH/s, 3.010 W), eso equivale a un consumo de entre 110 y 150 MW de electricidad en todo el país. En el Bajo Caroní hay 7.500 MW de energía hidroeléctrica atrapada que no puede viajar al norte por la capacidad limitada de la línea de 765 kV. Hay 70 veces más energía varada en Guayana que toda la electricidad que consume la minería en Venezuela hoy. Si nadie la usa cerca, se bota al embalse y desaparece. La solución es migrar, no confiscar. Toda la actividad de minería dispersa en hogares y galpones podría ser migrada al Estado Bolívar, co-localizada cerca del Patio de Distribución Guri A y B. Con los 7.500 MW varados y flota moderna, Venezuela podría sostener entre 200 y 350 EH/s. Paraguay, el cuarto país del mundo, tiene 43 EH/s. Venezuela podría superarlo entre 5 y 8 veces sin consumir un solo vatio de la red nacional. Pero hay algo más importante que el hashrate. Propongo que toda operación industrial en el Bajo Caroní contribuya con el 5% de los Bitcoin minados a un fondo directo para las comunidades indígenas de la Gran Sabana: pemones, ye'kwana, akawayos. No al Estado. A ellos. El mecanismo: operadores globales financian pequeñas plantas hidroeléctricas en los ríos de la Gran Sabana. Esas plantas dan autonomía energética a las comunidades. Y el 5% de Bitcoin les da un activo soberano que no se puede confiscar, devaluar ni inflar. Con una operación a plena escala, Venezuela minaría ~157 Bitcoin por día. El 5% son 8 Bitcoin diarios para las comunidades. Más de $250 millones al año. Eso no es caridad. Es justicia equitativa financiada por el mercado. Venezuela no necesita elegir entre luz para los hogares y minería de Bitcoin. Necesita elegir entre tirar el agua al embalse o convertirla en hashrate, divisas y desarrollo para las comunidades del sur del país. Las licencias OFAC GL 48A y GL 49A ya están emitidas. El capital privado internacional está esperando. Los ingenieros venezolanos que conocen el sistema están aquí. Es solo cuestión de paciencia. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán10,637 Aufrufe • vor 2 Monaten
En el Bajo Caroní de Venezuela hay 7.500 MW de electricidad atrapada que no puede llegar al norte del país. No porque no exista. Porque no hay quién la consuma cerca. Hablé esta semana con un reconocido ingeniero eléctrico venezolano que ha visitado Guri decenas de veces y conoce la planta desde adentro. Aquí está parte de lo que dialogamos: El país tiene instalados aproximadamente 16 GW de capacidad hidroeléctrica. Pero la línea de transmisión de 765.000 voltios que lleva esa electricidad hacia el centro y norte del país solo puede despachar unos 8.500 GW. Hay 7.500 MW atrapados que no tienen a dónde ir. ¿Por qué no se consumen localmente? Porque los que los consumían ya no existen. Las plantas de aluminio y las siderúrgicas de Puerto Ordaz y Ciudad Guayana, las de CVG, consumían ese excedente directamente a través de líneas de 200.000 voltios que llegaban hasta las plantas. Esas industrias están destruidas. Nadie las reemplazó. Hoy, cuando Guri genera energía que el país no puede absorber, hay una sola opción: aliviar el embalse y dejar el agua correr, desperdiciando energía. Y aquí está la parte que me parece más importante de toda la conversación. En la generación hidroeléctrica no puedes simplemente apagar la planta para ahorrar. No es como una termoeléctrica donde reduces el combustible y listo. El agua está ahí. Si no la usas, la pierdes. Si la puedes vender a precio regalado, es infinitamente mejor que botarla. Esa energía tiene un costo real de casi cero para el generador. Y la minería de Bitcoin es el único tipo de industria que puede absorber esa energía exactamente cuando sobra y liberarla exactamente cuando hace falta. Las granjas de minería de escala industrial son el único tipo de datacenters flexibles. Es decir, que pueden apagarse en minutos cuando el Sistema Eléctrico Nacional tenga picos de demanda. El mecanismo técnico que proponemos el ingeniero y yo es así de simple. Instalas entre 20 y 40 centros de minado en los terrenos disponibles alrededor de Guri. Hay espacio de sobra: el pueblo de Guri, construido para los trabajadores de la represa, está prácticamente vacío hoy. Hay casas, hay terreno para galpones, hay infraestructura básica. Podemos instalar esos centros de minado al Centro de Despacho de Carga que opera en Puerto Ordaz, que es el centro que controla en tiempo real todo el flujo de energía de las líneas de alta tensión del Bajo Caroní. La conexión de datos existe. Si no alcanzara, un satélite de órbita baja tipo Starlink lo resuelve. Cuando el despacho detecta que hay exceso de generación disponible, enciende centros de minado. Uno, dos, cinco, veinte. Cuanta capacidad disponible haya. Cuando la demanda nacional sube y hay que liberar capacidad en la línea, apaga los centros de minado. Secuencialmente. En minutos. Una planta de minado de Bitcoin puede ir de cero a plena carga y de plena carga a cero en minutos. No hay producto que arruinar. No hay usuario que se queda sin luz. Las máquinas simplemente dejan de calcular y vuelven a calcular cuando el sistema lo permite. Venezuela ya ejecutó este principio antes, aunque con una carga diferente. En los años 90, cuando la empresa eléctrica de Margarita era privada, la isla tenía un déficit de unos 100 MW durante las 2 horas de pico de demanda diario. No era rentable construir más generación porque las tarifas estaban reguladas. La solución fue controlar la demanda. Este ingeniero venezolano instaló sistemas en los hoteles de la isla que apagaban automáticamente 1 o 2 de sus equipos de aire acondicionado durante esas 2 horas de pico, a cambio de una tarifa preferencial. El Hotel Flamingo en Pampatar tenía 5 chillers grandes. Dos se apagaban. El confort de los huéspedes no cambiaba de manera significativa. La curva de demanda se aplanaba. La minería de Bitcoin es una versión a grande escala de exactamente ese mismo principio. Los mineros no tienen confort que proteger. Se apagan sin consecuencia. Y pueden absorber cientos de megavatios en vez de los 10 o 20 MW de unos pocos hoteles. Los ingenieros venezolanos que diseñaron ese sistema de control de demanda en Margarita siguen en el país. Tienen equipos jóvenes que pueden construir la telemetría, el SCADA, la infraestructura de datos y los centros de minado mismos. No hace falta buscar ingenieros de ningún otro lado. Venezuela tiene un activo de 7.500 MW que hoy se bota al río cada vez que la demanda nacional no lo absorbe. Con 20 a 40 centros de minado co-localizados en Guri, conectados al despacho de carga de Puerto Ordaz y gestionados como carga flexible, esa energía empieza a generar dólares en vez de desaparecer en el embalse. El conocimiento técnico para hacerlo existe en Venezuela. La energía existe en Venezuela. Las licencias OFAC para que empresas americanas entren a operar ya fueron emitidas. Al final de la llamada me dijo "Alessandro, el Sistema Eléctrico Nacional no lo construyeron marcianos, los construyeron ingenieros venezolanos mi pana. El SEN es una vaina más arrecha de lo que la mayoría cree" Lo único que falta es la famosa “bendición” o bien voluntad del régimen actual para privatizar el Sistema Eléctrico Nacional y dejar otros participantes entrar. Si no lo permite la actual administración, lo permitirá una futura. LA MINERÍA DE BITCOIN VOLVERÁ A VENEZUELA. Que Dios bendiga a Venezuela y a todos los venezolanos. FIN. 🇻🇪⚡₿
Sultán12,853 Aufrufe • vor 3 Monaten
Paraguay 🇵🇾 tiene 8,760 GW de capacidad instalada disponible y es el cuarto país con más minería de Bitcoin en el mundo. Venezuela 🇻🇪 tiene 34 GW de capacidad nominal instalada, 300.000 barriles diarios de gas quemado, y una de las mejores geografías energéticas del hemisferio. Sin embargo producimos una fracción de lo que produce un país cuya generación instalada es menos de la cuarta parte de la nuestra. Eso es lo que un marco regulatorio estable y energía barata estructural pueden hacer por el país. Algo tiene que cambiar y podemos aprender del caso paraguayo. Acabamos de publicar el análisis más completo jamás escrito sobre el estado de la minería de Bitcoin en América Latina. Aquí está la lección más importante del reporte para los venezolanos: ¿Qué hizo Paraguay que no hemos hecho nosotros? Itaipú tiene 14.000 MW de capacidad instalada. Paraguay tiene derecho al 50%: 7.000 MW. La demanda pico doméstica del país en diciembre 2025 fue de 5.280 MW. El resultado: un superávit estructural de 3.480 MW de energía que literalmente no tiene dónde ir. Ese excedente se convirtió en el activo más importante del país. Porque cuando tienes energía que sobra y un activo hidroeléctrico completamente depreciado, el costo marginal de generación es casi cero. La tarifa industrial de ANDE para grandes consumidores a 220 kV es $0.03725/kWh en cargo de energía. No es un subsidio. Es el reflejo de una realidad económica. El resultado: Paraguay es el #4 país con más hashrate del mundo. $HIVE Digital Technologies, socio cercano de Luxor Technology 🟧⛏️, construyó 300 MW de capacidad minera en Yguazu alimentada 100% por energía de Itaipu, y tiene una expansión de 100 MW adicionales en construcción. Un solo país pequeño, sin litoral, con infraestructura vieja y pérdidas eléctricas del 21%, atrajo a uno de los mayores mineros institucionales del mundo. ¿Por qué? Porque la energía barata y estructural más un marco regulatorio estable es la única combinación que importa en este negocio. Ahora miremos a Venezuela: Tenemos 34+ GW de capacidad nominal instalada y 12-14 GW realmente despachables. El sistema de Bajo Caroní tiene ~16.000 MW de potencial hidroeléctrico. El backbone de 765 kV solo puede despachar ~8.500 MW hacia los centros de carga. Eso significa que hay 7.500 MW de energía que se genera pero que no puede llegar al consumidor. Esa brecha, 7.500 MW que existen pero que la transmisión no puede mover, es exactamente donde vive la minería de Bitcoin. Un minero desplegado cerca de la fuente de generación captura esa energía antes de que se pierda en la red. No compite con el consumidor. Es el comprador de último recurso del sistema. Y eso es solo el lado hídrico. En la Faja del Orinoco, el Lago de Maracaibo y los campos del Oriente quemamos el equivalente a 300.000 barriles diarios de gas asociado. Ese gas no vale nada hoy. Con turbinas modulares en el campo, ese mismo gas genera electricidad para minar Bitcoin y convertir metano en dólares. Es exactamente el modelo que YPF ya ejecuta en Vaca Muerta con Crusoe Energy y Unblock Computing. Entonces, ¿qué nos falta para replicar lo que hizo Paraguay? La diferencia no es energía. La diferencia es política y marcos legales. Y aquí está la noticia que mucha gente todavía no ha procesado: las Licencias Generales de OFAC 48A y 49A ya están emitidas. Esas licencias autorizan a compañías americanas a operar en el sector energético de Venezuela. Siemens y GE tienen licencias OFAC específicas para mantenimiento de infraestructura eléctrica. Arc Energy, que adquirió IMPSA, está actualmente negociando con OFAC para rehabilitar Tocoma: 2.160 MW de hidro abandonada que costó $8,9 mil millones y sigue sin completarse en el Caroní. El modelo jurídico para que capital privado americano entre al sector energético venezolano con autorización de OFAC ya existe. La empresas de minería de Bitcoin pueden usar exactamente la misma estructura legal. Paraguay tardó menos de 5 años en convertirse en el #4 país con más hashrate, desde que los grandes operadores comenzaron a llegar. Lo hizo con energía hidráulica barata, reglas claras, y dejando que el capital privado construyera. Sin gastar un centavo del Estado. Venezuela tiene la misma energía hidráulica, en mayor escala. Tiene gas quemado que no tiene paralelo en el hemisferio. Tiene las licencias OFAC ya emitidas. Y tiene operadores domésticos que llevan casi una década demostrando que esto funciona. La única pregunta es quién llega primero. El reporte completo de Hashrate Index 🟧⛏️ donde estudiamos la actividad de la minería de Bitcoin en Argentina, Bolivia, Brasil, El Salvador, Paraguay y Venezuela lo dejo en los comentarios. LA MINERÍA DE BITCOIN REGRESARÁ A VENEZUELA. Que Dios bendiga a Venezuela y a todos los venezolanos. Fin.
Sultán12,803 Aufrufe • vor 3 Monaten
🇧🇷👀 Mahá restaurant in Brazil’s now accepting USDT on Arbitrum Here’s one of their branch managers sharing how they processed more than R$ 2,000, on-chain, during ETH LATAM! 🪄 They had never used crypto before, but with a clean UI, and an easy how-to guide magic happens.
Sultán19,030 Aufrufe • vor 8 Monaten
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