Descripción y Propuestas de Acciones Operativas para Rehabilitación / Expansión del Parque de Generación
Eléctrico Nacional en Fase de Emergencia, Corto, Mediano y Largo Plazo.
1 SITUACIÓN GENERAL
La inoperatividad del sistema de generación nacional es una de las variadas causas de los constantes apagones y pésima calidad de servicio exhibida por el Sistema Eléctrico Nacional – SEN – para cubrir la actual demanda eléctrica en Venezuela. La diagnosticada crisis estructural del SEN lo inhabilita, bajo la actual condición operativa, para afrontar en el corto y mediano plazo el crecimiento de la demanda eléctrica, producto de una reactivación económica de la nación como resultado de un cambio en el modelo de conducción política.
Las acciones para rehabilitar y reactivar la capacidad de generación de la nación poseen carácter crítico, especialmente luego de la experiencia vivida en Venezuela como consecuencia del apagón masivo nacional (Blackout Nacional) ocurrido el día 07 de Marzo del 2019 el cual produjo la pérdida total del servicio eléctrico por lapsos variables entre las 60 a 140 horas continuas, afectando más del 98% del territorio nacional, 30 millones de habitantes y trayendo como consecuencias pérdidas de vidas humanas y pérdidas materiales las cuales algunos
analistas económicos estimaron inicialmente en montos entre los 800 y 1500 MMUS$.
El evento del apagón nacional dejó en evidencia la casi total falta de capacidad operativa de la generación local en las diversas regiones del país ratificándose el diagnóstico preliminar el cual advertía de la paralización en una proporción cercana del 90% del parque termoeléctrico nacional. También evidenció la muy alta vulnerabilidad del SEN y en consecuencia de la funcionalidad operativa del país, al depender el suministro eléctrico nacional en una proporción mayor del 85%, de la energía aportada desde las centrales hidroeléctricas del bajo Caroní debido a la paralización de más del 88% del parque termoeléctrico nacional.
El SEN a partir del 07 de marzo quedó gravemente afectado en prácticamente todos sus segmentos. La situación operativa crítica se expuso al ocurrir los días 25 y 27 de marzo nuevos apagones masivos, quedando sin servicio eléctrico aproximadamente el 90% del territorio nacional. Las tareas de recuperación del sistema luego del 27 de marzo, se alargaron durante varios días quedando en evidencia, una vez más, la realidad inobjetable de la falta de suficiente potencia eléctrica local, tanto en generación como en capacidad de transmisión eléctrica, para cubrir las necesidades del consumo de la nación aun cuando existe una demanda eléctrica nacional reducida por causa de encontrarse paralizadas el 90% de las industrias básicas de Guayana, gran parte del parque industrial y productivo del país, así como a la disminución de la demanda eléctrica residencial y comercial producto de la diáspora que actualmente afecta a la nación.
Los apagones del mes de marzo redujeron la operatividad del SEN a un 19% de su capacidad de generación (Aprox. 6440 MW), trayendo como consecuencia una emergencia energética a nivel nacional, afectándose servicios básicos tales como agua potable, comunicaciones, sistemas de salud, transporte masivo, cadenas de frio, entre otros; en prácticamente el 100% del territorio nacional. Ante la incapacidad del poder ejecutivo para reactivar la capacidad operativa del SEN y superar la situación de emergencia nacional creada, el Ministerio de Energía Eléctrica (MPPEE) procedió a implantar a finales del mes de marzo un régimen de racionamiento de cargas (Con excepción de la región capital – Caracas y el Estado Vargas -), como paliativo para atender de manera progresiva la demanda
eléctrica, en las diversas regiones del país. Ese racionamiento fue oficializado el día 31 de marzo del 2019, por un lapso de treinta (30) días y alcanzó para principios del mes de abril al 51% de la demanda nacional, es decir se dejó de servir una carga estimada de 6580 MW.
Han pasado más de treinta (30) días y el racionamiento eléctrico a nivel nacional se mantiene en los mismos términos en los cuales fue decretado, tomando ya visos de condición permanente. Actualmente, mes de mayo del 2019, la emergencia eléctrica nacional sigue sin ser superada y el racionamiento aplicado a las diversas regiones del país, especialmente en las Occidental (Estado Zulia) y SurOccidental (Táchira, Mérida, Trujillo, Barinas, Portuguesa y Alto Apure) supera diariamente lapsos de 16 – 18 horas, llegando en algunos casos a superar las 22 horas. El muy grave racionamiento eléctrico que actualmente padece el país es consecuencia de los apagones del mes de marzo, así como también de una presunta impericia operacional en las labores de reactivación del SEN. Esa combinación de situaciones produjeron severa afectación y daños en equipos troncales principales de transformación en el patio de Guri B (Enlace de sistemas de 765 a 400 kV) a lo cual se sumó la indisponibilidad del 73% del parque de generación hidroeléctrico y del 88% del parque de generación termoeléctrico nacional, impidiéndose así, disponer de la suficiente potencia eléctrica a nivel nacional para cubrir la demanda eléctrica nacional actual y por descontado, la demanda futura. Es decir la crisis que existía antes del 07 de marzo 2019, ahora tiene visos de emergencia nacional porque el sistema eléctrico está en fase de colapso.
2 CONTEXTO DE GENERACIÓN
2.1 Diagnóstico General
Es evidente la situación de colapso operacional del SEN en los actuales momentos, producto de manera muy principal de la falta de potencia eléctrica para cubrir la demanda, por causa de la severa indisponibilidad operacional que presenta el parque de generación nacional. Transcurrido un mes desde el apagón masivo del 07 de marzo, se estima para principios del mes de mayo del 2019, una indisponibilidad de 88% del parque de generación termoeléctrico y del 61% del parque hidroeléctrico nacional.
De los aproximadamente 34165 MW de capacidad de generación instalados a nivel nacional, en los actuales momentos el SEN dispone de capacidad operativa para servir el 66% de la demanda histórica requerida lo cual se traduce, en cubrir apenas 8565 MW de una demanda aproximada de 13000 MW.
Se mantiene una demanda no servida permanente (racionamiento) a nivel nacional en un rango del 34 al 40% de la demanda. Es decir; la condición de deterioro del SEN obliga a racionar un rango estimado de demanda de 4400 a 5200 MW. La capacidad operativa simplemente evidencia un escenario de colapso operacional eléctrico con las consecuencias para la vida y el funcionamiento del país en todos sus órdenes. La Tabla 1 siguiente resume el balance operativo estimado del SEN para finales del mes de abril del año 2019.
La actual situación del SEN determina su intervención en varias fases: Emergencia y Rehabilitación / Expansión planificada.
Para superar el actual colapso operacional del SEN (Emergencia) y además, disponer de la suficiente potencia eléctrica que permita afrontar el crecimiento de la demanda nacional esperada en el corto, mediano y largo plazo es necesario actuar de forma inmediata y con carácter de urgencia en la rehabilitación de los parques de generación hidráulica y termoeléctrica nacional.
En la fase de emergencia, para cubrir el actual déficit y superar la situación de racionamiento nacional en el menor lapso posible, es urgente aportar no menos de 4500 MW de capacidad de generación en un período no mayor de 90 semanas (18 meses) con el objetivo de lograr equilibrar la potencia de generación y la demanda eléctrica en torno a los 13000 MW.
Luego de superada la emergencia actual y para afrontar un esperado escenario de alto crecimiento de la demanda eléctrica, producto de la reactivación económica originado por un cambio de gobierno, es imperativo continuar actuando de manera acelerada en la intervención y adecuación del SEN para manejar la proyección de la tasa de incremento de demanda eléctrica la cual, evidentemente obedecerá a la evolución de la actividad económica. Actualmente existe una capacidad instalada de generación mayor de los 34000 MW y esa capacidad debidamente rehabilitada en un porcentaje del 75 al 80% es suficiente para cubrir cualquier escenario de crecimiento de la demanda eléctrica nacional por los próximos siete (7) años, incluyendo reserva rodante.
Debido a las características de la infraestructura y las inversiones requeridas, la intervención del sistema de generación del SEN para lograr el cierre de brecha debe ser prevista para ejecutarse en un lapso no menor de cinco (5) años. El cierre de brecha consiste en pasar desde los 13000 MW de capacidad real (Superada la actual emergencia eléctrica), hasta no menos de los 18700 MW, con previsiones de alcanzar 20000 o 22000
MW, para el año 2024. Es decir en un lapso no mayor de siete (7) años el SEN debe ser rehabilitado / expandido para manejar un incremento de la capacidad de generación de 13500 MW discriminados en:
- Emergencia: 4500 MW (90 semanas)
- Rehabilitación/ Expansión: 9000 MW (Cinco años)
La rehabilitación / expansión de la capacidad de generación abarca intervenciones en el parque de hidroeléctrico y en el termoeléctrico.
El parque hidroeléctrico abarca la rehabilitación de las centrales existentes en el Bajo Caroní y en la región andina, así como concluir la construcción de la central TOCOMA.
La rehabilitación / expansión del parque de generación termoeléctrica implica acciones en dos direcciones:
- Rehabilitación de Planta Electro-Mecánica: Implica la
intervención, el acondicionamiento, rehabilitación, modernización y expansión electromecánica de las centrales existentes. - Abastecimiento de combustibles. Incluye el aporte de suficiente de gas y líquidos, así como la ejecución de pro-
yectos de sustitución de combustibles líquidos destilados (Diesel y Fuel-Oil) por Orimulsión (Combustible liquido no destilado) en plantas termovapor y otras.
Aspectos detallados de los objetivos y acciones específicas aplicables en cada parque de generación se muestran en la
secciones 2.2 (Parque hidráulico) y 2.3 (Parque termoeléctrico).
2.2 Generación Hidroeléctrica
Dada la situación calamitosa en que se encuentra el SEN en la actualidad es necesario definir un conjunto de políticas y decisiones que permitan en el menor tiempo posible incrementar la potencia disponible, ampliar la generación, dar estabilidad al sistema y mejorar la calidad del servicio prestado.
Venezuela durante los últimos veinte (20) años y hasta el mes
de marzo del 2019 contaba con un parque de generación hidroeléctrico muy robusto el cual permitió mantener el servicio eléctrico en todo el país, a pesar de no disponerse operativo desde hace no menos de cinco años más del 75% del parque térmico; haberse aplicado una pésima gestión operacional y de inversiones manifestadas por el evidente abandono del mantenimiento del sistema, así como el abandono de las prácticas de expansión planificada de la capacidad de generación. Esa operación del SEN fue posible apoyándose en el aporte fundamental en condición de sobre explotación de los embalses y unidades de las centrales del Bajo Caroní.
Sostener la demanda eléctrica nacional con un aporte de energía de más del 80 % desde el sistema hidráulico colocó en condición de muy alta vulnerabilidad el suministro eléctrico del país por causa de fenómenos climáticos perfectamente previsibles como lo es El Niño, originando racionamientos de carga y riesgos operacionales por bajo nivel de los embalses, tal como sucedió en el año 2016 y también, acelerando el deterioro de las unidades de generación por suspensión de mantenimientos preventivos.
En tal sentido, se entiende que la recuperación del servicio eléctrico pasa por abocarse de manera urgente, con carácter de emergencia, al rescate, modernización y recuperación de las centrales hidroeléctricas tanto las del Bajo Caroní como las localizadas en la región andina.
La capacidad a recuperarse y el lapso de duración actualmente es incierto debido a la muy severa opacidad informativa lo cual para el momento, impide disponer del diagnóstico preciso de la situación operativa de las centrales.
Se estima en la actualidad que la disponibilidad combinada de las centrales hidráulicas del bajo Caroní está en el orden del 42 % con aporte de 6373 MW de un total de 15069 MW instalados. La discriminación aproximada es como sigue:
- Central Simón Bolívar (Gurí) en su Casa de Máquinas 1 (CM1) presenta una disponibilidad del 52% (1364 MW de un total de 2640 MW). La CM2 de la misma central presenta una disponibilidad del 42% (3066 MW de un total de 7275 MW)
- Central Antonio José de Sucre (Macagua): Disponibilidad operativa del 36% (1066 MW de un total de 2958 MW instalados).
- Central Francisco de Miranda (Caruachi): Disponibilidad operativa del 40% (877 MW de 2196 MW de capacidad instalada).
En el caso de las centrales localizadas en la región andina, en la actualidad presentan una disponibilidad de solo el 2% (20 MW) de un total de 1159 MW instalados en la región.
Como ya se expresó, será el diagnóstico en sitio el que determine la viabilidad de establecer un plan firme de recuperación de capacidad en el sistema hidráulico, sin embargo; se estima factible recuperar progresivamente en el lapso de 90 semanas (18 meses) una capacidad total de generación de 4166 MW elevando la capacidad de aporte del Bajo Caroní desde los actuales 6373 MW hasta los 10539 MW (42% vs.70%), discriminadas las capacidades de las centrales de la manera siguiente:
- Central Simón Bolívar (Guri): CM1: 400 MW. La operatividad pasaría del actual 52% al 67% (1764 MW de 2640 MW). CM2: 2328 MW. La operatividad pasaría del actual 52% al 74% (5394 MW de 7275 MW).
- Central Antonio José de Sucre (Macagua): 706 MW. La operatividad de la Central pasaría del actual 36% al 60% de su capacidad (1772 MW de un total de 2958 MW).
- Central Francisco de Miranda (Caruachi):732 MW. La operatividad de la Central pasaría del actual 40% al 73% de su capacidad (1609 MW de un total de 2196 MW).
La recuperación de la potencia disponible en Gurí le da una gran estabilidad y garantía a todo el sistema, pudiéndose alternar las turbinas para su mantenimiento preventivo, con una gran calidad del servicio en términos técnicos (tensión, frecuencia, ángulo de fase y reserva rodante).
La recuperación de las plantas en la región andina permite asegurar un servicio de calidad y respaldo en una zona muy álgida y estratégica respecto al sistema de trasmisión que permite aliviar las restricciones de trasmisión de la red troncal a las horas pico de máxima demanda. Debido a sus características la operación de la generación hidroeléctrica andina requiere
la operación conjunta con centrales de Generación Termoeléctrica localizadas en los estados Táchira, Mérida y Barinas, especialmente las plantas Don Luis Zambrano (DLZ), Planta Táchira y Termobarrancas.
Al cabo de noventa (90) semanas se estima recuperación/ rehabilitación de la siguiente infraestructura de generación hidroeléctrica en la región andina.
- Planta Páez: 120 MW (Operativos 96 MW). Recuperación del 50% de capacidad operativa
- San Agatón: 300 MW – (Operativos 240 MW) Recuperación del 100% de capacidad operativa
- Fabricio Ojeda (La Vueltosa): 257 MW. Nota: Capacidad nominal de la central: 500 MW. Capac. (Operativa real 210 MW) por severas fugas a nivel de compuertas de embalse, lo cual limita la operación. La corrección de fugas se estima son trabajos que superan los 24 meses.
- Peña Larga: 60 MW. Recuperación del 75% de la capacidad nominal de la central
Resumen de recuperación de centrales hidroeléctricas región Andina
Capacidad instalada: 1159 MW
Capacidad de generación disponible: 20 MW (Abril 2019)
Potencia total a recuperar: 737 MW (Operativos reales: 606
MW)
2.3 Generación Termoeléctrica
Dada la situación calamitosa en que se encuentra el SEN en la actualidad, y considerando que el parque termoeléctrico.
Es fundamental para compensar la operación del parque hidroeléctrico, es urgente definir un conjunto de políticas y decisiones que permitan en el menor tiempo posible incrementar la potencia disponible, ampliar la generación, dar estabilidad al sistema y mejorar la calidad del servicio prestado.
Para finales del mes de Abril del 2019 se encuentra paralizado un estimado de poco menos del 90% de la generación termoeléctrica nacional, corroborado por el hecho de la muy poca reactivación del parque termoeléctrico y su mínimo aporte de energía como aspecto crucial para paliar las consecuencias de los apagones masivos nacionales ocurridos los días 07 y 25 y 27 de marzo del 2019. Los reportes indican que la recuperación del suministro eléctrico se ha realizado a partir de la centrales hidroeléctricas del bajo Caroní mediante maniobras en los sistemas de transmisión a 765, 400 y 230 kV.
La gran opacidad informativa se hace difícil determinar el estado operativo real del parque termoeléctrico y en consecuencia cuanta potencia instalada está indisponible por razones mecánicas o de sistemas propias de cada central y cuanta por déficit de combustibles.
Un aspecto de larga data que debe ser considerado de manera muy urgente, con carácter de emergencia, es el abastecimiento de combustibles para las plantas termoeléctricas. Es evidente el déficit de gas y de combustibles líquidos destilados requerido por el parque termoeléctrico y la incapacidad de la Industria Petrolera Nacional (IPN) para suministrarlo. Se destacan como aspectos muy importantes en esa incapacidad los siguientes:
- La IPN no posee la suficiente infraestructura de suministro de gas combustible para permitir el accionamiento del 60% (10470 MW) del parque termoeléctrico instalado.
- Sería requerido un estimado de dos mil novecientos treinta millones de pies cúbicos de gas al día (≈2930 MMPCGD).
- La IPN no posee la capacidad de producción ni la infraestructura para suministrar el total de combustibles líquidos destilados requeridos para accionar el 60% del parque termoeléctrico instalado. Serían requeridos por día un estimado de 365831 barriles de diesel y de 121301 barriles de fuel oil.
Ante las limitaciones de producción y de infraestructura que presenta la IPN, así como el ruinoso costo para la economía nacional que significa recurrir a la importación de combustibles (Acción que está realizándose desde el año 2012) , es pertinente el momento para asumir como política de estado en la generación termoeléctrica, la sustitución de combustibles líquidos destilados (Diesel y Fuel-Oil ) por el uso de combustibles no destilados disponibles en el país, como es el caso de la Orimulsión® .
La sustitución de combustibles determina una importante ampliación y diversificación de la matriz energética contribuyendo al fortalecimiento de la seguridad energética de la nación, así como a la producción de muy importantes ahorros monetarios al país. Se ha estimado preliminarmente que el uso de la Orimulsión®, incluyendo la rehabilitación de campos de producción, planta de manufactura y la reconversión de una planta termovapor como Tacoa (1300 MW) solo por sustitución de combustible primario (fuel-oil) producirá ahorros monetarios anuales a la nación mayores de los 1000 millones de US$.
Las acciones precisas que permitan cuantificar la capacidad de generación termoeléctrica posible de ser rehabilitada o reactivada solo se puede establecer a partir de la conclusión de la auditoría de diagnóstico preliminar en cada central. Esta auditoría es factible de realizarse luego del pleno ingreso pleno a las instalaciones (Acciones en días D y D+1). Es decir, en los actuales momentos (D-1) no se puede establecer con certeza determinante cuanta capacidad de generación termoeléctrica puede ser rehabilitada/reactivada en las fases tempranas de emergencia y corto plazo (Lapso de noventa (90) días a noventa semanas (1-½ año)).
Se conocen reportes los cuales establecen y alertan de los severos problemas de diseño, construcción, operación y de
mantenimiento en grandes centrales de reciente construcción tales como en la región capital La Raiza (395 MW), India Urqía (1080 MW) en los Valles del Tuy, la central Don Luis Zambrano (DLZ) de 450 MW localizada en El Vigía, Edo Mérida, la central Antonio José de Sucre (300 MW) localizada en Cumaná, Edo.
Sucre o la llamada unidad 6 de Planta Centro con capacidad nominal de 600 MW, pero limitada por razones de diseño y de construcción a una capacidad operativa no mayor de 300 MW.[mom_row][/mom_row]
También son conocidos los reportes de la completa paralización de las centrales termovapor del país por diversas razones. Así se tienen noticias del desmantelamiento de importantes componentes, tal como las bombas desalinizadoras en la central turbovapor Tacoa (JJSB) en el sector Arrecifes del estado Vargas, y la existencia de trabajos inconclusos o presuntamente mal conducidos tal como es el caso de la repotenciación de unidades de Planta Centro.
Dada la naturaleza compleja y de diversidad tecnológica que presentan las centrales termoeléctricas nacionales son insuficientes los reportes genéricos existentes para establecer un plan de acción específico de emergencia y de corto plazo para la rehabilitación y reactivación de la capacidad de generación termoeléctrica. A lo anterior se suma la situación de muy crítica paralización y el colapso operativo de la industria petrolera lo cual le va a impedir en forma temprana realizar abastecimiento de gas combustible y de líquidos destilados (Diesel y Fuel Oil) desde fuentes de producción nacionales.
Considerando lo anterior las acciones inmediatas para fases de emergencia y de corto plazo deben estar orientadas a atender y a levantar capacidad de generación termoeléctrica local, tanta como sea posible, en las regiones críticas nacionales las cuales son:
- Estado Zulia. Región de la costa occidental del Lago de Maracaibo (Especialmente la ciudad de Maracaibo) y Costa Oriental del Lago (COL).
- Región SurOccidental del país (Estados Táchira, Mérida, Trujillo, Barinas, Portuguesa y el Alto Apure).
- Región Insular (Isla de Margarita)
- Región Capital.
2.4 Combustibles
2.4.1 Gas
La problemática del suministro de gas combustible para el parque termoeléctrico nacional requiere una atención especial coordinada entre el sector eléctrico y la industria petrolera.
La falta de combustibles primarios (gas y diesel) impide operar un estimado de 3800 – 4000 MW de generación termoeléctrica a nivel nacional lo cuales al sumarlos a los aproximadamente 3000 MW que en promedio anual han estado operativos en los últimos tres años, se traduce en un requerimiento diario de gas combustible de .poco mas de 2000 millones de pies cúbicos de gas (MMPCGD). La industria petrolera nacional (IPN) no posee actualmente la infraestructura de producción, acondicionamiento procesamiento y suministro de ese volumen para el sector eléctrico nacional. En el mejor de los casos la IPN podría aportar al mercado interno nacional, con la infraestructura
de gas existente en todo el país, un estimado de 2500 – 2700 MMPCGD.
Asumiendo un aporte para el sector eléctrico del 40% -45% del volumen de gas nacional, la generación termoeléctrica accionada con gas se podría estimar en poco más de 4000 MW, es decir se estaría incrementando en 1000 MW. Sin embargo, debe destacarse que no todas las plantas termoeléctricas del país pueden ser alimentadas por gas, tal como es el caso de todas las centrales termoeléctricas instaladas en la región Suroccidental del país o una parte muy importante de las instaladas en la costa occidental del estado Zulia.
Las acciones para incrementar mayores aportes de volúmenes de gas para el mercado interno que los ya indicados arriba y en consecuencia, para lograr mayor generación termoeléctrica, se enmarcan en actividades con lapsos de ejecución de mediano a largo plazo porque se requiere la construcción de sistemas de gasoductos, construcción de nuevos trenes procesamiento de gas en las plantas de extracción de líquidos y por supuesto, la ejecución de proyectos mayores de infraestructura de producción, acondicionamiento, transporte y suministro de gas para los cuales sería necesario gestionar recursos financieros estimados preliminarmente en el orden de los 12000 – 15000 millones de US$.
Las acciones inmediatas en fases de emergencia y de corto plazo para el suministro de gas combustible deben estar dirigidas a establecer planes y acciones de trabajo conjunto intensivo entre el sector eléctrico y la IPN para, mediante la implementación de grupos de trabajo se aboquen con carácter inmediato y con la urgencia que el caso amerita, a reactivar y a disponer para el mercado interno nacional y especialmente para el parque termoeléctrico, en el menor tiempo tanto volumen de gas como sea posible.
Acciones específicas:
- Reviste carácter de urgencia nacional reactivar e incrementar la producción de gas en áreas específicas tales como Anaco (Anzoátegui), Yucal-Placer y Copa Macolla (Guárico), Barrancas (Barinas) y La Perla (Falcón) los cuales operan yacimientos de gas libre en el marco de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, tanto por PDVSA Gas (Anaco) como las manejados bajo licencias de gas con terceros (Yucal-Placer y la Perla).
- Es requerido iniciar y ejecutar con celeridad mantenimientos y rehabilitación de las plantas de extracción de líquidos (especialmente las ubicadas en Jusepín y Sta. Bárbara (Monagas) y San Joaquín (Anzoátegui), así como en Ulé (Zulia).
- Efectuar mantenimientos y rehabilitaciones intensiva de los sistemas de transmisión de gas (Sistemas de Gasoductos) nacionales, incluyendo rehabilitación y activación de sistemas de compresión de gas en áreas de producción y también, en los sistemas de transporte.
- Iniciar negociaciones con los operadores de licencias de gas libre para asegurar el incremento de producción de gas a muy corto plazo en diversas regiones del país.
- Efectuar acciones de emergencia para lograr el aporte al mercado interno de volúmenes de gas asociado a la producción de petróleo (Tal como el gas actualmente venteado y quemado) en el Norte de Monagas.
- Evaluar las condiciones específicas de suministro de gas en las regiones con emergencia eléctrica especialmente crítica (Zulia, Isla de Margarita, Región Capital, Barinas) , actuando para diseñar y ejecutar acciones de suministro del combustible, considerando incluso importación de gas.
2.4.2 Líquidos Destilados (GasOil / Fuel Oil) Diesel
El uso de líquidos destilados (Gasoil) solo debería ser considerado para cubrir requerimientos complementarios de accionamiento eléctrico en la fase de emergencia y de corto plazo en aquellas centrales térmicas específicamente críticas y las cuales no puedan ser alimentadas con gas. La razón: Actualmente debido a la muy baja capacidad operativa de las refinerías nacionales la IPN no puede cubrir el requerimiento del mercado interno nacional de diesel. Con la actual paralización económica de la nación se está recurriendo a la importación del combustible. Se estima un volumen de importación de 40000 – 50000 barriles diarios y un costo estimado diario de 3,75 MMUS$, es decir; anualmente poco mas de 1368 MMUS$.
Incrementar la generación termoeléctrica accionada con diesel implica un severo incremento de la factura del costo de importación del combustible. Por cada 1000 MW de generación termoeléctrica se requiere disponer de un estimado de 46600 barriles diarios de diesel lo cual establece un costo adicional estimado anual de 1276 MMUS$.
Claramente se observa que desde el punto de vista económico incrementar la generación termoeléctrica haciendo uso de diesel, implica un severo costo para las finanzas de la nación en un entorno de emergencia económica.
Fuel -Oil
Este combustible es usado para accionar las plantas de generación turbovapor (Tacoa, Planta Centro y Ramón Laguna) con una capacidad nominal instalada de 4246 MW. Estimar una reactivación del 60% de la capacidad instalada (2534 MW) requiere el consumo aproximado diario de 121300 barriles de fuel-oil.
Los reportes preliminares disponibles sobre el estado de las plantas termovapor del país alertan sobre el muy alto grado de deterioro y obsolescencia que presentan especialmente las plantas Ramón Laguna y Planta Centro. En esta última diversas noticias y reportes informan sobre trabajos de repotenciación inconclusos, severos deterioros y también desvalijamientos de sistemas y servicios lo cual conduce a un estimado de largo plazo para rehabilitar y reactivar ambas plantas. Los reportes sobre la planta de Tacoa (JJSB) de 1300 MW de capacidad la presentan en un mejor estado sin embargo, también requiere importantes trabajos de rehabilitación y un lapso que se puede
considerar de mediano plazo (12 – 15 meses) para disponer de la operación plena de la instalación.
La actual situación de completa paralización de las plantas termovapor del país condujo a que el ejecutivo actual dispusiera la producción nacional de fuel-oil para el pago de deuda externa, especialmente con el gobierno chino, así como para la exportación al mercado internacional.
Ante un cambio político es claro que las plantas termovapor del país no contribuirán al incremento de la generación termoeléctrica nacional en las fases de emergencia y de corto plazo, sin embargo; debido a su gran capacidad y especialmente por su ubicación estratégica para la operación dinámica del SEN, la reactivación de las grandes centrales termovapor del país es una necesidad impostergable la cual debe ser abordada desde el mismo momento del cambio político. Esa reactivación debe considerar además de la modernización de la infraestructura, el cambio del tipo combustible para el accionamiento de la plantas. Se propone como combustible de reemplazo el uso
de la Orimulsión®.
La valoración económica del usar Orimulsión es altamente beneficiosa para la economía del país porque la exportación del fuel-oil significan bien sea mecanismos de pago de deuda externa o una fuente de divisas muy importante para el país. Exportar 120000 barriles diarios de fuel-oil puede representar un equivalente de ingresos anuales para el país de aproximadamente 2000 millones de US$
2.4.3 Sustitución de Combustibles – Orimulsión®
La Orimulsión® es un combustible de fabricación nacional el cual en la década de los años 90 del siglo XX probó ser un re-
emplazo de mayor eficiencia, competitiva y de menor impacto ambiental para el carbón y el fuel-oil en el accionamiento de plantas termoeléctricas.
Conocidas las limitaciones del gas en cuanto a los volúmenes disponibles, así como el largo plazo y las inversiones masivas necesarias para expandir la infraestructura asociada a ese combustible, así como lo antieconómico que significa para la economía nacional importar Gasoil para generación termoeléctrica y la muy alta conveniencia económica que representa exportar fuel-oil, se propone uso de la Orimulsión® como combustible de reemplazo para quemarse en las plantas turbovapor.
Estudios preliminares realizados por AVIEM establecen que Venezuela posee una capacidad instalada de producción de hasta 100.000 barriles diarios de Orimulsión® lo cual permitiría accionar un estimado de 2800 – 3000 MW de generación turbovapor. La rehabilitación y reactivación de los campos de producción de bitumen y las plantas de fabricación de Orimulsión pueden ser completadas en un lapso de 8 a 12 meses y la conversión de una planta como Tacoa (1300 MW) puede realizarse en un lapso estimado como máximo de 8 a 12 meses.
Por razones ambientales sería requerido instalar sistemas de control de emisiones (Scrubbers) cuya completación de instalación sería considerado una fase 2, con la planta ya operativa y en un lapso no mayor de 36 meses.
El ahorro anual estimado al usar Orimulsión® como combustible primario en la Planta de Tacoa se estima en un rango entre los 1000 – 1500 MMUS$ / Año
2.5 Generación con Energías Alternativas
Las acciones de actuación en el tema de las energías alternativas en el corto y mediano plazo básicamente se concentran en la rehabilitación y reactivación de la capacidad instalada de 125 MW en los parques eólicos de la Guajira (25 MW) y de Paraguaná (100 MW) los cuales, actualmente se encuentran no operativos y en estado de abandono. A largo plazo y ante el esperado crecimiento de la demanda eléctrica nacional, la generación haciendo uso de energías alternativas, principalmente solar y eólica, deben ser incorporadas a la matriz energética de la nación.
También debe actuarse en forma temprana para rehabilitar / reactivar los sistemas fotovoltaicos y eólicos instalados en comunidades rurales remotas del país los cuales se estima, poseen actualmente un 80% de paralización operativa a nivel nacional.
3 Acciones
3.1 Acciones D+ (90 Horas)
1) Asumir cargos en generación eléctrica. Designar responsables y conformar equipos de trabajo nacional y regional.
2) Iniciar proceso de familiaridad con procesos y gestiones actuales de generación. Identificar aspectos críticos para la operación de la unidad de Generación (Recursos humanos,dotación al personal, equipamiento, materiales, vehículos).
3) Activar líneas de apropiación de recursos financieros para dotación operativa .
4) Identificar / Definir actividades críticas para el objetivo de mantener la continuidad operativa del sistema de generación nacional.
3.2 Acciones 90 Días
1) Definir estrategias y acciones de planificación operativa en mantenimiento, procura, contrataciones, recursos financieros, dotaciones, capital humano, alianzas con terceros y proveedores, seguimiento de gestión, entre otras; con el objetivo de disponer con carácter de emergencia 4500 MW de generación en un lapso de 90 semanas.
2) Ejecutar en el menor tiempo posible el diagnóstico operativo preliminar de instalaciones de generación críticas:
- Hidroeléctricas: Complejo del Bajo Caroní (Guri, Macagua, Caruachi) / San Agatón / Fabricio Ojeda (La Vueltosa) / Planta Páez / .
- Centrales Termoeléctricas India Urquía, La Raiza, TermoZulia, Rafael Urdaneta, Don Luis Zambrano, Planta
Táchira, Termobarrancas, Complejo JJSB (Tacoa), Planta Centro, Termocarabobo, Pedro Camejo, La Cabrera, Planta Barquisimeto, Josefa Camejo, Luisa Cáceres, Juan Bautista Arismendi.
Nota: En adición al diagnóstico preliminar se activarán procesos de ejecución de auditorías técnicas en todas las centrales de generación nacional y facilidades conexas.
3) Elaborar en forma acelerada términos de referencia (TDR) de contrataciones para instalar nueva potencia adicional bajo el concepto de respuesta rápida (tipo fast-power), para atender regiones especialmente críticas por apagones y racionamiento eléctrico (Zulia, SurOccidente del país y Nueva Esparta).
4) Gestionar apropiación de recursos financieros para atención de centrales de generación de rápida rehabilitación. (Victorias tempranas en generación) y de corto plazo (90 semanas).
5) Activar captación acelerada de recursos humanos.
6) Conformar / Reestructurar y activar equipos de mantenimiento en diversas centrales de generación. Identificar procesos de mantenimiento en progreso de instalaciones y plantas críticas. Ejecutar acciones para asegurar continuidad y conclusión acelerada de los trabajos.
7) Activar equipos de trabajo y coordinación Inter-institucional con la IPN para el manejo del abastecimiento en condición de emergencia de los combustibles líquidos y gas para generación eléctrica.
8) Definir estrategias de negocio e iniciar procesos para proceder a sustituir combustibles líquidos destilados (Diesel y Fuel-Oil por Orimulsión®) en grandes centrales termovapor, iniciando por el Complejo Josefa Joaquina Sánchez Bastidas (Tacoa) como instalación crítica para el suministro eléctrico a la región capital.
9) Establecer estrategias y acciones coordinadas con unidad de transmisión para la intervención de subestaciones (SE’s) y líneas de transmisión (LT) asociadas a centrales de generación críticas en proceso de rehabilitación, reactivación o para centrales de respuesta rápida (Fast-Power).
3.3 Acciones Emergencia y Corto Plazo (hasta Noventa (90) semanas)
1) Basado en un plan de emergencia nacional integral para el sector eléctrico, continuar implementando acciones intensivas de mantenimiento y rehabilitación del parque de generación orientadas a lograr victorias tempranas en el incremento de la capacidad de potencia disponible de generación eléctrica en el SEN para alcanzar un objetivo de disponer operativos 4500 MW de capacidad de generación. A lo anterior debe considerarse la reserva rodante estimada en 1000 MW (≈ 8% de la demanda) para un total de 5500 MW. (Ver detalles de costos en
la tabla siguiente)
2) Para paliar racionamientos eléctricos en zonas críticas del país, proceder a incluir un estimado de 1000 MW de capacidad de generación de respuesta rápida (Fast-Power) distribuidos en los estados Zulia (Maracaibo y Costa Oriental del Lago), Suroccidente(Táchira, Mérida, Trujillo, Barinas) y Nueva Esparta estimando un lapso máximo de 12 meses para completar el despliegue de unidades. (Ver detalles de costos en la tabla siguiente)
3) Concluir el proceso de auditorías técnicas en el parque de generación nacional.
4) Definir estrategias, efectuar la planificación y arrancar proyectos para continuar intensificando el proceso de rehabilitar / expandir el parque de generación con el objetivo de disponer operativos 9000 MW adicionales, en un lapso 5½ -6 años, contados a partir de las noventa (90) semanas.
5) Continuar la ejecución de acciones conjuntas con la industria petrolera para reactivar el aporte de gas y líquidos combustibles para la generación termoeléctrica.
6) Continuar la ejecución de decisiones de gobierno para activar la reconversión de plantas turbovapor actualmente
alimentadas con Fuel-Oil o Diesel para ser alimentadas con Orimulsión®. Esas acciones incluyen reactivación de la filial BITOR de la IPN, la producción y el abastecimiento del combustible.
7) Continuar implementando planes de captación y formación acelerada de recursos humanos para atender el mantenimiento, rehabilitación y expansión del parque de generación nacional con énfasis en la reprofesionalización del sector eléctrico considerando sueldos y salarios competitivos con profesionales homólogos en el mercado internacional.
8) Continuar ejecutando acciones de procura acelerada de partes, componentes y repuestos requeridos por las diversas centrales de generación existentes en el país.
9) Definir políticas de gestión para el mediano y largo plazo basados en una nueva LOSE (Ley Orgánica del Sector Eléctrico) en la cual se incentive la participación del sector privado como puntal para la rehabilitación y expansión de la capacidad de generación eléctrica nacional.
3.4 Mediano – Largo Plazo (1½ – 7 años)
1) Continuar de manera intensiva la recuperación y conclusión
de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas existentes como soportes de potencia para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica nacional con el objetivo de adicionar 9000 MW a la capacidad operativa del SEN y asegurar para el año 2024 una capacidad operativa de generación no menor de los 22000 MW.
2) Proceder a ejecutar el cierre de los ciclos combinados en centrales termoeléctricas en las cuales sea factible su implementación.
3) Concluir proyectos de expansión de redes troncales de transmisión de gas.
4) Mantener sinergia con la IPN, así como actividades de planificación y seguimiento para asegurar el abastecimiento oportuno y en condiciones rentables del gas combustible para generación termoeléctrica.
5) Definir e iniciar nuevos proyectos de generación termoeléctrica profundizando el uso de Orimulsión® y de combustibles alternativos de reemplazo de líquidos destilados. Considerar proyectos de nuevas plantas accionadas con Orimulsión en el eje Orinoco – Apure (Cabruta, San Fernando de Apure y Guasdualito).
6) Considerar proyectos de expansión de capacidad del SEN incorporando generación con energía alternativas (Eólica, Fotovoltaica y Termosolar) para incrementar potencia de generación por arriba de los 22000 MW.
