Por Ing. Juvencio Molina A. *
COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN-situación actual: El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Venezuela presenta limitaciones para satisfacer la demanda actual e incapacidad para afrontar el crecimiento en el mediano plazo. Las razones de esa incapacidad son factores multifactoriales. Uno de ellos es la muy severa indisponibilidad del parque de generación térmico y en ese contexto, el déficit de combustible, líquidos destilados y gas, es un elemento de importancia principal.
La expansión de la generación eléctrica de la nación, según el Plan de Desarrollo Eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional 2013-1019 (PDSEN), fue concebido mediante centrales térmicas (CT) accionadas con líquidos destilados (Fuel Oil / Diesel), gas y de manera marginal, combustibles sólidos basados en coque de petróleo, como combustibles primarios. Se privilegia el uso de Fuel Oil en vez de Diesel.
Los escenarios previstos en el PDSEN no fijan parámetros que aseguren el suministro confiable por los próximos cinco (5) a diez (10) años de gas y de combustibles líquidos destilados que hagan viable, ejecutar una expansión de la planta térmica en concordancia con los requerimientos de crecimiento de la demanda, aún en época de recesión económica.
La expansión de la generación térmica requiere incorporar anualmente de 1000 a 1500 MW. Esa acción no luce realista porque, dado el estado de deterioro de la industria petrolera con énfasis en la planta de refinación y el reiterado incumplimiento de los planes y proyectos, se estima que la insuficiencia de combustibles líquidos destilados y de gas, se mantendrá o será un factor crítico por el próximo lustro o hasta década.
Es claro que al no ser abordada en profundidad en el PDSEN la insuficiencia de combustibles, no hay respuestas para el déficit actual, ni para el mediano y largo plazo, convirtiéndose el tema en un asunto crítico porque sin combustibles, no es viable la proyectada expansión de la capacidad de generación térmica de la nación y en consecuencia, una eventual reactivación de la economía nacional será truncada ante la incapacidad que va a presentar el SEN para absorber el incremento de la demanda eléctrica.
Incapacidad del Sector Petrolero Nacional para Cubrir la demanda de Combustibles para Generación Eléctrica (Líquidos Destilados y Gas).
Líquidos
Los problemas operacionales de las refinerías nacionales son ampliamente conocidos al punto que desde el año 2012, ya era consistente un alto volumen de importación de productos terminados (Gasolinas y destilados, especialmente diesel) así como componentes de mezclas para fabricar gasolinas y otros productos1 . Reportes de prensa informan que en el año 2016 el circuito refinador nacional cerró operando a un 30% de su capacidad instalada2 . En el 2 do trimestre del Año 2017 los reportes de la EIA3 de los EEUU demuestran para el lapso 2013-2016, un promedio de 589 MB/Mes de importación de Diesel (Aprox 19633 Bls/día). Para el año 2016, la importación de diesel realizada por Venezuela osciló entre los 20 – 25 Mbd. El costo del diesel importado, asumiendo un valor promedio de 70 US$/Bld en el mercado internacional, representa anualmente una erogación estimada de 511-638,75 Millones de US$. Tal cifra para Julio del 2016 superaba en 267 – 336% la cantidad de dinero en efectivo disponible en las reservas internacionales líquidas del país, según publicación del Banco Central de Venezuela (BCV). La situación de creciente déficit y hasta indisponibilidad para suministro de combustibles líquidos destilados en el país, tiende a agravarse en el año 2017 y es claro que la importación de combustibles a precios de mercado internacional para ser quemados en generación eléctrica sin recuperar su valor de mercado, es una situación económica ruinosa, insostenible en el tiempo.
Por otra parte los planes de construcción de nuevas refinerías en el país (Batalla de Sta. Inés, Cabruta, Caripito, entre otras), no han sido cumplidos y por lo tanto, no se espera incremento sustancial de la capacidad de refinación de Venezuela por los próximos cinco (5) años. Basado en lo anterior se concluye que ante un repunte de la demanda eléctrica desde los actuales valores de poco menos de 15000 MW hasta los 18000 MW o superior, no existe ni existirá capacidad de aporte de combustibles líquidos basados en diesel.
En el caso de considerar expansión térmica basada en combustibles residuales (Fuel oil), encontramos que las grandes centrales térmicas como Planta Centro, Tacoa (JJSB) y Ramón Laguna diseñadas para operar quemando este tipo de combustible, se encuentran prácticamente desmanteladas con porcentajes de indisponibilidad operativa que van desde el 87 al 93%. Desde el punto de vista económico es evidente que ante la inexistencia de un mercado energético en Venezuela, no es negocio quemar en generación eléctrica combustible con alto valor de exportación, como es el caso de fuel oil. Por otra parte, la industria petrolera nacional declaró en sus informes de gestión del 2013, la implantación para finales del año 2018 de proyectos de mejoras en refinación, especialmente en el CRP en el estado Falcón los cuales, buscan minimizar la producción de combustibles residuales permitiendo la conversión de éstos a productos destilados de mayor valor comercial, principalmente diesel calidad euro V, y bases lubricantes tipo II y III con lo cual, queda claro que la base actualmente disponible de combustibles residuales (Fuel Oil) tenderá a su disminución en el mediano plazo.
Gas
En relación a este combustible, el PDSEN asume dos escenarios: a) Suministro de gas «ilimitado». b) Suministro limitado a un incremento de 600 MMPCGD.
El escenario de expansión de generación usando gas con suministro «ilimitado» es irreal porque PDVSA actualmente, no dispone de capacidad para suministrar grandes volúmenes de gas para generación eléctrica (> 1200 MMPCGD) y tampoco la dispondrá a mediano plazo (5 años). Para finales del año 2016 PDVSA presento declive en la producción tanto de petróleo como de gas, estimándose el déficit actual de este combustible en alrededor de los 3000 MMPCGD. A la pérdida de la capacidad de producción del gas asociado a petróleo, se deben sumar las severas limitaciones, incapacidades y proyectos no cumplidos que presenta la infraestructura de acondicionamiento, mejoramiento, compresión y transmisión de gas en el país al punto que, grandes volúmenes de este hidrocarburo son venteados o quemados a cielo abierto en los centros de producción. En el escenario de aporte limitado a un incremento de 600 MMPCGD queda claro que el PDSEN solo establece la visión de una economía en recesión permanente, porque ese volumen de gas combustible permitiría incrementar la generación termoeléctrica en aproximadamente 2064 MW, lo cual representa la expansión eléctrica requerida para poco más de un año, considerando una economía en reactivación.
Se concluye que no existen en el PDSEN previsiones, ni estrategias que definan expansión de la generación térmica en el escenario de reactivación económica con crecimiento sostenido, que en un lapso de tres (3) a cinco (5) años lleve la demanda eléctrica por encima de los 157680 GWh (Potencia promedio de aprox. 18000 MW). Esta situación de absoluta ineficiencia de la planificación se complica con el muy grave deterioro mecánico que presenta la planta térmica existente, así como los graves errores cometidos en la concepción e instalación de nuevas plantas, algunas de las cuales; no podrán ser utilizadas a capacidad nominal, como es el caso de la Central Térmica Don Luis Zambrano ubicada en El Vigía, Edo. Mérida (CC de 450 MW). Esta central equipada con turbinas previstas para operar con gas y en forma limitada con diesel, fue instalada en una zona en donde no existe capacidad de suministro de gas, ni diesel, así como la infraestructura asociada para cubrir los requerimientos de combustible de la planta.
Coque para Generación Eléctrica
En cuanto al uso de carbón y coque, el PDSEN declara el aprovechamiento del coque producido en el Complejo de Jose, en el Edo Anzoátegui e impulsar la instalación de una planta termoeléctrica con base a carbón en el estado Zulia. En Jose se producen de 16000 – 20000 toneladas/día de coque los cuales hasta el momento son acumulados en patios a cielo abierto, creando un severo problema de contaminación ambiental y hasta de salud pública. Para el año 2012 PDVSA proyectó instalar en Jose una CT de 600 MW quemando coque. El consumo aprox. sería de 6809 tm/día. En el año 2017 ese proyecto no tiene avances significativos y no se dispone de data sobre el estado real de su concreción, presumiéndose que el mismo no tiene continuidad. Reportes de prensa informan en el año 2016 la adjudicación de un contrato para el retiro de 12 millones de toneladas de coque del área de Jose. El volumen representa el combustible para la operación de la proyectada CT por un lapso de poco menos de cinco (5) años. Por otra parte, también en el año 2012, PDVSA publicó planes para instalar 900 MW de generación eléctrica usando coque proveniente de mejoradores previstos para ser instalados en la Faja Petrolera del Orinoco (FPO). Estos planes presentan en su mejor caso, un retraso no menor de diez (10) años porque esa generación es viable exclusivamente con la operación comercial de los mejoradores de petróleo en la FPO. Hasta mediados del 2016 no se había iniciado la construcción de las instalaciones de mejoramiento y aún, con reiterados anuncios de parte de voceros del gobierno sobre actividades en la FPO, la realidad concreta es la inexistencia de fecha para iniciar su construcción.
Se concluye en cuanto a combustibles sólidos: La estrategia de usar el coque de Jose, representa una solución de alto costo pero resuelve un grave problema ambiental y es factible de implantar. Sin embargo, es una solución puntual limitada a un aporte de 600 -750 MW para la capacidad de expansión de la generación térmica requerida. Los demás planes y proyectos anunciados para la FPO y Carbón en el Zulia, no pasan de ser simples declaraciones sin ningún valor práctico para contribuir a resolver la situación de crisis del SEN.
GENERACIÓN CON ORIMULSIÓN®
Ante la actual situación de crisis en el SEN y la grave crisis de suministro de combustibles líquidos y de gas, el uso de Orimulsión® se presenta como una opción técnicamente viable y de muy alta conveniencia económica. Se trata de aprovechar una fracción de los inmensos recursos de Bitumen y usar la infraestructura construida por la industria petrolera de Venezuela, actualmente disponible en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), para disponer un combustible de reemplazo para líquidos destilados (Diesel / Fuel Oil), así como de gas principalmente metano, los cuales presentan mayor valor agregado en la cadena de comercialización y un alto valor de exportación. La infraestructura de producción de Orimulsión® consiste en una planta de manufactura ubicada en Morichal, al sur del Estado Monagas, con capacidad para producir hasta seis (6) millones de toneladas del combustible y sus campos de producción asociados. La producción del combustible fue eliminada por PDVSA en el año 2003, procediendo a romper, sin disponerse de una justificación técnica, económica o ambiental realmente clara e incuestionable, contratos de suministro de largo plazo con empresas de generación eléctrica en Canadá, Japón e Italia. Se trató en esencia de una decisión de tipo político-rentista, que causó un daño prácticamente imposible de reparar para la comercialización internacional futura del combustible. Así, en forma casi inconcebible, Venezuela renunció de manera unilateral a una gran cuota de participación en el mercado mundial de los combustibles pesados para generación eléctrica en donde Orimulsión® probó competir muy ventajosamente, especialmente en aquellos países cuya base de generación eléctrica es carbón y combustibles líquidos pesados como el fuel oil.
Las instalaciones concebidas para producir Orimulsión® fueron reconvertidas y actualmente son operadas en forma propia por PDVSA para producir DCO (Diluted Crude Oil). Se destaca que la reversión de esas instalaciones para producir nuevamente Orimulsión® es un proceso sencillo, de un costo relativamente bajo y puede implementarse en un lapso menor de un año. La base de recursos de Bitumen Natural/Crudo extrapesado existente en la FPO dispone de un potencial de producción casi ilimitado el cual permite explotar en forma paralela y sin interferencias operacionales o económicas, la volumetría de DCO (sujeta a cuota OPEP) y la de Bitumen natural requerida para la manufacturar Orimulsión® la cual, no está sujeta a cuota de producción OPEP.
Usar Orimulsión® como combustible para generación eléctrica en Venezuela elimina la incapacidad actual de proyectar una firme expansión del sistema de generación térmica causado por la indisponibilidad de combustibles. Se logra un reemplazo para el Diesel, Fuel Oil y gas y tiene la muy destacable singularidad que no es combustible destilado y por lo tanto; su producción no depende de refinerías, ni de plantas de acondicionamiento y procesamiento de gas las cuales operacionalmente, son el principal cuello de botella causante del déficit actual y de mediano plazo de los combustibles para generación eléctrica.
La capacidad existente de producción de Orimulsión® en Morichal permite activar planes para rehabilitar o construir nuevas CT con una capacidad de hasta 1500 MW. Esas CT deben ser del tipo turbo vapor en las cuales, usando tecnologías de última generación se pueden lograr factores de eficiencia mayores del 50% y controles de polución acordes con la legislación ambiental. Es claro que la expansión de la capacidad de generación térmica mas allá de los 1500 MW requiere incrementar la capacidad actual de manufactura del combustible.
Valores Económicos de Oportunidad
Al usarse Orimulsión® para alimentar 1500 MW de generación eléctrica se pueden liberar casi 70000 Bls/día de Diesel # 2 el cual puede ser dedicado para otros usos o para exportación con un valor de comercialización estimado de 49 MMUS$/día o poco menos de 1800 MMUS$/año. En forma alterna podrían liberarse para consumo petroquímico, como dieta de refinación u otros usos industriales como es la industria siderúrgica nacional, aproximadamente 436 MMSFCG/día. Es decir, se podría disponer para otros usos el 62,3% del gas actualmente usado para generación eléctrica.
Propuestas de Implantación y costos de generación
La estrategia de implantación de las opciones de generación eléctrica con Orimulsión® presenta dos vías: Rehabilitar CT existentes o Instalar nuevas CT. La rehabilitación sería aplicable a las grandes CT existentes en Venezuela tales como Tacoa (JJSB), Planta Centro o Ramón Laguna para quemar el combustible. Se observa que esas CT son instalaciones actualmente semi desmanteladas, con más de 30 años en servicio, tecnologías antiguas y en las cuales sería necesario efectuar un minucioso ejercicio técnico-económico para determinar su viabilidad económica. (Ese análisis no está considerado en la presente propuesta). El acarreo del combustible para las grandes centrales existentes debe hacerse a través de cabotaje marítimo, despachando el combustible desde el terminal petrolero de Punta Cuchillo, en la zona Industrial de Matanzas, vía el canal del rio Orinoco. El análisis realizado demuestra la inconveniencia económica de usar los oleoductos tendidos entre Morichal y Jose para transportar Orimulsión® en competencia con el DCO. Instalación de nuevas centrales: La propuesta consiste en instalar tres (3) CT de 500 MW de capacidad, distribuidas a los largo del eje fluvial Orinoco-Apure en Cabruta, San Fernando de Apure y Guadualito sitios en los cuales, aprovechando redes de transmisión eléctrica a 220 kV existentes y con mínimas labores de adecuación, es posible inyectar la energía eléctrica prácticamente en forma cercana (Distancias menores de 350 km) a las principales cargas en el Centro-Occidente de Venezuela y en la región de Los Andes. Adicionalmente inyectar energía en forma transversal Sur-Norte al SEN, contribuye a mejorar su estabilidad operacional y dinámica ante perturbaciones o salidas no programadas de LT y se compensa parcialmente la falta de operatividad crítica que representa Planta Centro. La opción de instalar 1500 MW directamente en Morichal no representa la mejor opción técnico-económica debido a factores ambientales, de limitada disponibilidad de agua para la operación de la CT, la gran distancia hasta los centros de consumo (mayor de 600 km) y la ausencia de capacidad de transmisión hasta los grandes centros de consumo en las redes de 765 y 400 kV existentes.
El suministro del combustible desde Morichal para las CT distribuidas en el eje OrinocoApure, se plantea realizarlo mediante el uso de trenes de gabarras de empuje, diseñadas y construidas especialmente adecuadas para los tramos de navegación críticos que presenta el rio Apure en época de estío, con profundidad no mayor de 1,5 m en algunos sectores de su recorrido. El despacho del combustible sería realizado desde el terminal de Punta Cuchillo en Matanzas.
El costo de generación para las nuevas CT en el eje Orinoco-Apure se ha calculado en 6,22 CentUS$ – kWhr y los costos para adecuar la infraestructura eléctrica de transmisión varía desde 2,74 CentUS$/kWhr en Cabruta, hasta 4,25 CentUS$/kWhr en Guasdualito.
Adicionalmente, instalar 1500 MW de generación mediante CT de 500 MW distribuidas a lo largo del eje Orinoco-Apure, representa un elemento de gran importancia para impulsar el desarrollo y mejorar la calidad de vida en una zona la cual, en lo social y económico se ha mantenido en condición deprimida.
CONCLUSIONES
- Existe incapacidad en la industria petrolera para suplir con producción nacional el volumen de combustibles líquidos destilados (Diesel/ Fuel Oil) y de gas, requeridos por la expansión del SEN basado en generación térmica para crecimientos de demanda eléctrica mayores de 15000 MW, haciéndose crítico para un crecimiento superior a los 18000 MW. La incapacidad del SEN para soportar el crecimiento de la demanda impedirá o limitará severamente la reactivación sostenida de la economía nacional.
- Es viable técnica y económicamente reactivar la infraestructura existente de producción de Orimulsión® y proceder a utilizar el combustible como reemplazo del Diesel, Fuel Oil e indirectamente Gas en centrales térmicas de generación eléctrica. El reemplazo representa ingresos de hasta 1800 Millones de US$/año para la nación.
- No existen limitaciones técnicas para efectuar la reconversión de la actual planta productora de DCO a Orimulsión® Se trataría de una decisión de política económica y de seguridad energética de la nación.
- Con la actual capacidad instalada de 6 millones de ton/año de producción de Orimulsión® es factible instalar 1500 MW de generación eléctrica. No existen limitaciones de recursos de Bitumen de la FPO para crecer en producción de Orimulsión® por encima de los seis (6) millones de toneladas/año.
- Los costos de la generación eléctrica usando Orimulsión® son mejores que los costos de plantas quemando Fuel Oil o Diesel y son competitivos con los asociados a plantas de generación quemando gas.
- Instalar 1500 MW de generación a lo largo del eje Orinoco-Apure permite aprovechar infraestructura de transmisión existente y aportar de manera eficiente energía eléctrica a los principales centros de carga del país, mediante CT de 500 MW ubicadas a menos.
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- Veintiséis (26) años de experiencia profesional en Consultoría de Ingeniería, Proyectos y Obras de Infraestructura Petrolera, Utilities e Industria General en Venezuela y otros países de Latino América.
- Profesor del Posgrado de Instalaciones Eléctricas en Univ. Simón Bolívar, Caracas, Venezuela.
- Miembro de Comisión de Energía de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat.
Referencias
1 Diario El Universal http://www.eluniversal.com/economia/131117/problemas-derefinacion-elevan-compras-de-combustible-de-venezuela . Consulta Agosto 2016
2 http://www.biendateao.com/refinerias-cerraron-el-2016-operando-solo-al-30-de-su-capacidad-instalada/
3 https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=M_EPDXL0_EEX_NUS-NVE_MBBL&f=M
