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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGIA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y
OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018
Por:
Andrea Carolina Mazzei Borboa
PROYECTO POR AVANCE
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Septiembre de 2013
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGIA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y
OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018
Por:
Andrea Carolina Mazzei Borboa
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Paulo De Oliveira
PROYECTO POR AVANCE
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
Como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sarteneja, Septiembre de 2013
iii
iv
ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y
OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018
Por:
Andrea Carolina Mazzei Borboa
RESUMEN
En el siguiente trabajo se realiza un estudio de planificación estratégica en el área de
generación eléctrica, la cual consiste en comparar varios escenarios de producción de electricidad
para el período de estudio (2013-2018). Se presenta una evaluación detallada de generación
eléctrica venezolana tanto en el sector petrolero como en la Corporación Eléctrica Nacional.
Tomando en cuenta el plan de inversiones del sector en la entrada de nuevos bloques de
generación, el objetivo de este trabajo consiste en cuantificar el déficit energético actual en
combustibles y energía eléctrica, para así poder realizar las proyecciones de esta situación
deficitaria para el mediano plazo. De esta manera, se exponen los escenarios de demanda y la
generación prevista para los próximos años, en donde se puede observar la dificultad del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) para satisfacer la demanda prevista. Para mitigar esta situación
deficitaria, en este estudio se propone la transformación de las plantas termoeléctricas de ciclo
abierto a gas/diesel a ciclo combinado, con el propósito de generar mayor cantidad de energía al
SEN y disminuir el déficit actual de los combustibles gaseosos. Finalmente, se expone el estudio
económico de esta alternativa así como también las oportunidades de generación eléctrica que
existen en el país.
v
vi
DEDICATORIA
A mis padres
A mis hermanas
Y a Kike
vii
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a:
A mis padres Andrés Mazzei y Tibayre Borboa por su gran apoyo en todos los ámbitos de
mi vida, por tener fe en mí , por hacerme la persona que soy hoy en día y por todos los buenos
consejos que me ayudaron durante todos estos años.
A mis hermanas Andreina Mazzei y Ana Mazzei, gracias a ellas he tenido la fuerza y el
apoyo para levantarme en todas mis dificultades, fueron un gran apoyo para mi tesis.
A mis tíos Guillermo Fonseca y Jaime Mazzei por apoyarme y aconsejarme en toda mi
carrera.
A Margarita Setaro una gran amiga y una gran aliada para que este proyecto se
cumpliera.
A mi novio Enrique Perrella por su gran apoyo durante la tesis, su compañía y también
por sus grandes consejos.
A mi Tutor Académico, Ingeniero Paulo De Oliveira por su dedicación y atención y por
haber puesto en mis manos la planificación de este gran proyecto.
A mis profesores universitarios, entre los que destacan Juan Carlos Rodríguez, Oswaldo
Aguillón, Alexander Bueno, Pedro Pieretti, Gleb Machado, José Manuel Aller, Andrés Rojas y
Miguel Martínez por haber contribuido en mi formación profesional y proyecto de grado.
A Benicia y María Teresa, por sus consejos para poder llegar a este punto de la carrera,
por su excelente atención y respuesta en lo que respecta a sus labores.
A Mis amigos, Karina Rojas, Daniela De Sousa, Ana Gamero, Silvana Delgado, Migdalys
Bueno, Andrea Gonzalez y Ricardo Lopez quienes estuvieron en momentos claves durante mi
estadía en esta prestigiosa Universidad.
viii
ÍNDICE GENERAL
ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y
OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018 ........................................ 1
RESUMEN ................................................................................................................................... IV
DEDICATORIA .......................................................................................................................... VI
AGRADECIMIENTOS............................................................................................................. VII
ÍNDICE GENERAL ................................................................................................................. VIII
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................. XI
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................ XIII
LISTA DE ABREVIATURAS ................................................................................................... XV
LISTA DE SIMBOLOS .......................................................................................................... XVII
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1
CAPÍTULO I.................................................................................................................................. 3
LA ENERGÍA EN VENEZUELA................................................................................................ 3
1.1 Sector Petrolero ................................................................................................................ 3
1.1.1 Situación del Sector Petrolero ..................................................................................... 3
1.1.2 Producción de Petróleo en Venezuela (Año 2005-2012) ............................................ 5
1.1.3 Producción de Gas en Venezuela (Año 2007-2011) ................................................... 5
1.1.4 Precios del Petróleo y Gas en el Mercado Internacional ............................................. 7
1.1.5 Reservas de Petróleo y Gas ......................................................................................... 8
1.1.6 Infraestructura de Gas en Venezuela .............................................................................. 9
1.1.7 Principales Proyectos de PDVSA ................................................................................. 10
1.1.8 Futuro Energético ......................................................................................................... 14
1.2 Sector Eléctrico............................................................................................................... 15
1.2.1 Capacidad Instalada ................................................................................................... 15
1.2.2 Producción de Energía y Potencia ................................................................................ 16
1.2.3 Consumo de Combustible del SEN ........................................................................... 18
1.2.4 Factores de Capacidad del SEN................................................................................. 19
1.2.5 Expansión de Generación 2013-2016 ........................................................................ 21
1.3 Oportunidades de Generación Eléctrica en Venezuela ................................................... 22
ix
1.3.1 Gas Natural ................................................................................................................ 22
1.3.2 Orimulsión ................................................................................................................. 23
1.3.3 Coque ......................................................................................................................... 23
1.3.4 Potencial Hidroeléctrico ............................................................................................ 24
1.4 Tipo de Tecnología Termoeléctrica en Venezuela ......................................................... 26
1.4.1 Plantas a Gas .............................................................................................................. 26
1.4.2 Plantas a Vapor .......................................................................................................... 28
1.4.3 Plantas de Ciclo Combinado...................................................................................... 30
CAPITULO II .............................................................................................................................. 32
METODOLOGÍA ........................................................................................................................ 32
CAPITULO III ............................................................................................................................ 40
RESULTADOS ............................................................................................................................ 40
3.1 Eficiencia del Parque Termoeléctrico............................................................................. 40
3.2 Déficit de Gas ................................................................................................................. 41
3.3 Estimación de la Demanda de Energía Eléctrica ............................................................ 42
3.3.1 Escenario de Demanda PDSEN .................................................................................... 42
3.3.2 Escenarios de Demanda de Tendencia Cronológica.................................................. 44
3.2 Definición de los Escenarios de Generación (2013-2018) .................................................. 51
3.2.1 Escenario 1 de Generación: .......................................................................................... 52
3.2.2 Escenario 2: .................................................................................................................. 55
3.2.2.1 Descripción Anual del Escenario 2 ....................................................................... 59
3.2.2.2 Impacto de la Aplicación de Ciclo Combinado ......................................................... 62
3.2.2.3 Evaluación Económica del Escenario 2 ..................................................................... 62
CAPITULO IV ............................................................................................................................. 66
ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................................................ 66
4.1 Escenario 1 con Capacidad Termoeléctrica Constante (TC) ........................................... 66
4.2 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual ......................................... 70
4.3 Escenario 2 con Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante ................................... 74
4.4 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual ......................................... 78
CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 82
RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 84
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 85
x
ANEXO A ..................................................................................................................................... 86
ANEXO B ..................................................................................................................................... 87
ANEXO C ..................................................................................................................................... 88
ANEXO D ..................................................................................................................................... 90
ANEXO E ..................................................................................................................................... 91
ANEXO F ..................................................................................................................................... 92
ANEXO G ..................................................................................................................................... 93
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1 Capacidad de Refinación de PDVSA (2011) 4
Tabla 1.2 Producción de Gas Natural y Reinyectado (2011) 6
Tabla 1. 3 Distribución del Gas en el Mercado Interno (Año 2011) 7
Tabla 1.4 Precios del Petróleo (Año 2007-2011) 8
Tabla 1.5 Precios del Gas en el Mercado Internacional (Año 2009-2013) 8
Tabla 1.6 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012) 15
Tabla 1.7 Próximos proyectos de generación (Año 2013-2016) 21
Tabla 3.1 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2009-2012) 41
Tabla 3.2 Déficit de Gas Anual (2009-2012) 41
Tabla 3.3 Consumo y Déficit de Gas diario en el Sector Eléctrico (Año 2012) 41
Tabla 3.4 Potencia Represada (Año 2010-2012) 49
Tabla 3.5 Energía Represada (Año 2010-2012) 49
Tabla 3.6 Tasa de Crecimiento Anual para cada Escenario de Demanda 51
Tabla 3.7 Energía Promedio Anual de Tocoma y Fabricio Ojeda 52
Tabla 3.8 Escenario 1 de Generación con Capacidad Termoeléctrica Constante 52
Tabla 3.9 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual 53
Tabla 3.10 Estimación de Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018) 54
Tabla 3.11 Déficit de Gas Diario (2013-2018) 55
Tabla 3.12 Potencial de rehabilitación Escenario 2 55
Tabla 3.13 Grupos de Rehabilitación 56
Tabla 3.14 Potencial de Rehabilitación Grupo 1 58
Tabla 3.15 Potencial de Rehabilitación Grupo 2 58
Tabla 3.16 Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante 59
Tabla 3.17 Escenario 2 con Crecimento de 2,7% Anual 59
Tabla 3.18 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018) 60
Tabla 3.19 Déficit de Gas con la Aplicación de C.C (2013-2018) 61
Tabla 3.20 Ahorro en Combustible por la Aplicación C.C 61
Tabla 3.21 Inversión inicial para cada Grupo de Rehabilitación 63
Tabla 3.22 Ingresos por Venta de Electricidad 63
xii
Tabla 3.23 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 100US$) 63
Tabla 3.24 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 90US$) 63
Tabla 3.25 Costos Estimados por Operación y Mantenimiento 64
Tabla 3.26 VPN, TIR Y PBT para barril en 100 (US$) 64
Tabla 3.27 VPN, TIR Y PBT para barril en 90 (US$) 64
Tabla 3.28 Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN 65
Tabla 3.29 Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN 66
Tabla 3.30 Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda 67
Tabla 3.31 Escenario 1 TC vs. Escenario Real 68
Tabla 3.32 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen 69
Tabla 3.33 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen 70
Tabla 3.34 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal 71
Tabla 3.35 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real 72
Tabla 3.36 Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN 72
Tabla 3.37 Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN 73
Tabla 3.38 Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda 74
Tabla 3.39 Escenario 2 vs. Escenario Real 75
Tabla 3.40 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen 76
Tabla 3.41 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen 77
Tabla 3.42: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de
Demanda 78
Tabla 3.43: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de
Demanda 79
xiii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Producción Petrolera en Venezuela (Año2005-2012) 5
Figura 1.2 Distribución Porcentual de Gas Reinyectado (2007-2011) 6
Figura 1.3 Sistemas Actual y Futuro de Gasoductos (Año 2012) 10
Figura 1.4 Distribución en Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco 11
Figura 1.5 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012) 16
Figura 1.6 Producción de Energía Eléctrica por Tecnología (Años 2005-2012) 17
Figura 1.7 Déficit estructural de generación de Potencia en Venezuela (años 2005-2012) 17
Figura 1.8 Consumo de Combustible del SEN (años 2005-2012) 18
Figura 1.10 Factor de Capacidad por Tecnología Termoeléctrica (Años 2006-2012) 20
Figura 1.11 Oferta Nacional de Coque 2010-2021 24
Figura 1.12 Potencial Hidroeléctrico en Venezuela 25
Figura 1.13 Diagrama de Funcionamiento de una Turbina a Gas 26
Figura 1.14 Diagrama de Funcionamiento de Turbinas a Vapor 29
Figura 1.15 Diagrama de Funcionamiento de una Planta de Ciclo Combinado 31
Figura 3.1 Comportamiento de la eficiencia en el Parque Termoeléctrico (Años 2005-2012) 40
Figura 3.4 Estimación de la Demanda de Potencia (2005-2024) 42
Figura 3.5 Estimación de Demanda de Energía (2005-2024) 43
Figura 3.6 Demanda de Energía (2000-2012) 44
Figura 3.7 Demanda de Potencia (2000-2012) 44
Figura 3.8 Comparación de los Escenarios de Potencia del PDSEN con la Demanda de Potencia
(2004-2012) 45
Figura 3.9 Comparación de los Escenarios de Energía del PDSEN con la Demanda de Energía
(2004-2012) 45
Figura 3.10 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Energía (2000-2012) 47
Figura 3.11 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Potencia (2000-2012) 47
Figura 3.12 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Energía (2000-2012) 48
Figura 3.13 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Potencia (2000-2012) 48
Figura 3.14 Escenarios de Demanda de Energía basados en Registro Histórico 49
Figura 3.15 Escenarios de Demanda de Energía (2013-2020) 50
xiv
Figura 3.16 Balance de energía con capacidad termoeléctrica constante para el
período (2013-2018) 53
Figura 3.17 Balance de Energía con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual (2013-2018) 54
Figura 3.17 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante
(2013-2018) 59
Figura 3.18 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante
(2013-2018) 60
Figura 3.19: Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN 65
Figura 3.19: Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN 66
Figura 3.20: Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda 67
Figura 3.21: Escenario 1 TC vs. Escenario Real 68
Figura 3.22 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen 69
Figura 3.23 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen 70
Figura 3.24 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal de Demanda 71
Figura 3.25 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real de Demanda 72
Figura 3.26: Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN 73
Figura 3.27: Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN 73
Figura 3.28: Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda 74
Figura 3.29: Escenario 2 TC vs. Escenario Real de Demanda 75
Figura 3.30: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen 76
Figura 3.31: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen 77
Figura 3.32: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de
Demanda 78
Figura 3.33: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de
Demanda 79
xv
LISTA DE ABREVIATURAS
Bbl Barril Americano
BEP Barriles Equivalentes de Petróleo
CI Capacidad Instalada
CIPR Capacidad Instalada Post-Rehabilitación
CNG Centro Nacional de Gestión
CORPOELEC Corporación Eléctrica Naciona
DOE Departamento de Energía de los Estados Unidos
EIA Agencia Internacional de Energía
ENELBAR Energía Eléctrica de Barquisimteto
Fc Factor de Capacidad
FPO Faja Petrolífera del Orinoco
GNL Gas Natural Licuado del Petróleo
ICO Interconexión Centro Oriente Occidente
IESA Instituto de Estudios Superiores de Administración
MENPET Ministerio de Energía y Petróleo
MPPEE Ministerio de poder popular de energía Eléctrica
Milion United State Dollar \Millones de dolares Estadounidense
NGCC Natural Gas Combine Cycle \Gas Natural Ciclo Combinado
OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
OLADE Organización Latinoamericana de Energía
O&M Operations and Maintenance
OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo
PBT Payback time "tiempo de retorno"
PDVSA Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima
PDSEN Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional
PGA Proyecto Gas Anaco
PIB Producto Interno Bruto
PODE Petróleo y Otros Datos Estadísticos
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SINORGAS Sistema Nor - Oriental de Gas
TIR Tasa interna de retorno
xvi
Ton Toneladas
VPN Valor Presente Neto
WTI West Texas Intermediate
WEO World Energy Outlook
xvii
LISTA DE SIMBOLOS
%. Porcentaje
CO2 Bióxido de Carbono
. Inversión Inicial
Km. Kilómetros
kV. Kilo Voltio
Kw Kilo Watts
M Mil
m³ Metro cúbico
MM Millones
MMM Mil Millones
Mw Mega Watts
pc Pies cúbicos
Td. Tasa de descuento
US$ Dolares Americanos
US$/MMBTU Precio del Gas por Unidad de Energía
US$/MWh. Costo de la Energía Utilizada
1
INTRODUCCIÓN
Antecedentes
Actualmente, existen 2 estudios de gran relevancia en materia de planificación para el sector
eléctrico. El Plan de Desarrollo de Servicio Eléctrico Nacional (PDSEN), realizado en el año
2004, por el Ministerio de Energía y Petróleo, en el cual se establecen los requerimientos futuros
de energía y potencia eléctrica, así como también los requerimientos de gas para la producción de
electricidad hasta el año 2024. Posteriormente, en el 2010, la empresa estatal CORPOELEC
realizó un estudio llamado Plan Maestro Socialista para el Rescate y Desarrollo del Sector
Eléctrico Nacional (PMS), estableciendo modelos econométricos para los sectores de consumo
residencial, comercial, industrial y oficial. En este estudio se introduce el concepto de demanda
represada en materia de planificación de generación eléctrica y establece la disponibilidad de
combustibles fósiles, opciones tecnológicas en el área termoeléctrica y potencial hidroeléctrica
que existe en el país.
Justificación
Actualmente existe un déficit estructural en el sistema de generación eléctrica, debido a la
indisponibilidad de suministro de combustibles primarios, deterioro del parque termoeléctrico y
el retraso de proyectos en esta área. Es por ello, que se propone la transformación de las plantas
termoeléctricas de ciclo simple a ciclo combinado y su factibilidad técnico económica, con la
expectativa que pueda implementarse.
Objetivos Generales
Realizar un análisis del déficit actual y futuro en materia de energía eléctrica y combustibles
primarios en el sector generación, y proponer como una alternativa para mitigar los déficits
convertir las plantas de ciclo abierto gas/diesel a ciclo combinado
2
Objetivos Específicos
Actualizar la matriz energética con los proyectos de generación anunciados en el lapso
2007-2016 y estimar las necesidades de combustible primario.
Actualizar la matriz con los proyectos de gas enunciados en el lapso 2007- 2016.
Determinar escenarios de generación que involucren la eliminación progresiva del Gas
Oil como combustible primario.
Escenario Energético con máximo suministro hidroeléctrico
Determinar déficit de gas actual
Determinar la demanda estimada para el período (2013-2018).
Determinar oportunidades de generación eléctrica en Venezuela.
Impacto del cerrar los ciclos abiertos GAS/DIESEL
3
CAPÍTULO I
LA ENERGÍA EN VENEZUELA
La Planificación estratégica es el proceso de desarrollo e implementación de planes para
alcanzar propósitos u objetivos.
En la siguiente investigación se plantea la implementación de una serie de escenarios de
generación eléctrica para alcanzar la demanda estimada en los próximos años. Para ello, es
necesario el estudio del sector petrolero y eléctrico los cuales son fundamentales para entender el
desarrollo energético del país.
1.1 Sector Petrolero
1.1.1 Situación del Sector Petrolero
De acuerdo, al informe Statistical Review of World Energy 2013, la producción venezolana en
el 2012 se ubicó en 2.72 millones de barriles diarios (MMBD) y la capacidad de refinación en
1.303 (MMBD).
Según el Informe de Gestión Anual realizado por PDVSA en el año 2011, la producción
venezolana de petróleo se situó alrededor de 2.99 millones de barriles diarios, de los cuales 2.08
(MMBD) fueron por gestión directa de PDVSA, y el resto se distribuyó en empresas mixtas
liviano –mediano y empresas mixtas faja (FPO) las cuales produjeron 405 mil barriles diarios
(MBD) y 506 (MBD) respectivamente. La capacidad mundial de refinación de PDVSA es de
2.8 millones de barriles diarios y el consumo interno es de 646-765 mil barriles diarios de
petróleo. A continuación se presenta en la tabla 1.1 la capacidad de refinación de PDVSA a nivel
mundial detalladamente.
4
Tabla 1.1 Capacidad de Refinación de PDVSA (2011)
Venezuela Capacidad de Refinación (MBD)
CRP, Falcon 955
PLC, Anzoátegui 187
El Palito, Carabobo 140
Bajo Grande, Zulia 16
San Roque, Anzoátegui 5
TOTAL 1303
CARIBE
Curazao 335
Cuba 32
Jamaica 17
Republica Dominicana 17
TOTAL 401
Estados Unidos
Lake Charles, Louisiana 425
Corpus Christi, Texas 157
Lemont, Illinois 167
Chalmette, Louisiana 92
Saint Croix, U.S Virgin Islands
248
TOTAL 1089
Europa
Nynashamn, Sweden 15
Gothenburg, Sweden 5
Dundee, Scotland 4
Eastham, England 5
TOTAL 29
TOTAL MUNDIAL 2822
Fuente: Informe de Gestión Anual PDVSA (2011)
Cabe destacar, que para esta investigación no se pudo conseguir el informe Memoria y Cuenta
del año 2012 por el MENPET, ni tampoco el informe Anual de Gestión de PDVSA, 2012. Es por
ello que se tuvo que consultar con informes de fuentes internacionales como la OPEC, y la EIA
los cuales registran la producción de petróleo nacional, la capacidad de refinación y las reservas
actualizadas de gas y petróleo al 2012. Sin embargo, la capacidad de refinación nacional que
registran estas instituciones no concuerda con los informes de PDVSA, porque ellos no toman en
cuenta la capacidad de refinación de PDVSA, a nivel mundial, sólo la refinación nacional.
5
1.1.2 Producción de Petróleo en Venezuela (Año 2005-2012)
De acuerdo a los datos registrados por PDVSA en su Informe de Gestión Anual (2011), se
puede concluir que en los últimos 4 años la producción de petróleo ha venido decayendo. En la
figura 1.1 se muestra la producción de petróleo en los últimos años.
Figura 1.1 Producción Petrolera en Venezuela (Año2005-2012)
Fuente PODE 2006,Informe Anual PDVSA 2011, Annual Report 2012 OPEC
La disminución de la producción petrolera, afecta directamente el abastecimiento de
combustible primarios en el mercado interno, para satisfacer el sector eléctrico, siderúrgico,
manufacturero entre otros.
1.1.3 Producción de Gas en Venezuela (Año 2007-2011)
La producción de gas natural en Venezuela se fundamenta en la utilización del mismo por la
propia industria petrolera y en la inyección de gas natural a los pozos con el fin de extraer el
petróleo. El residual de este proceso, se utiliza en el mercado interno, para uso doméstico,
eléctrico, manufacturero, transporte y siderúrgico.
La producción de gas para el 2011 fue de 7.125 (MMPCD), de los cuales fueron reinyectados
2884 (MMPCD) y 438 (MMPCD) usados en el sector petrolero, representando el 47% de la
producción total de gas natural.
2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Producción MBD
6
En la tabla 1.2 que se presenta a continuación se puede observar la producción bruta de gas
natural y el reinyectado en los últimos 5 años.
Tabla 1.2 Producción de Gas Natural y Reinyectado (2011)
Gas Natural (MMPCD) 2007 2008 2009 2010 2011
Producción Bruta (MMPCD)
6958 6904 6990 6961 7125
Reinyectado (MMPCD) 2903 3081 2800 2958 2884
Gas Natural Neto (MMPCD)
4055 3823 4190 4003 4241
Fuente: Informe Anual PDVSA (2011)
Alrededor de 40% de la producción de gas natural, se utiliza en la reinyección de los pozos
petroleros. En la figura 1.2 se observa la distribución porcentual de estos.
Figura 1.2 Distribución Porcentual de Gas Reinyectado (2007-2011)
0% 20% 40% 60% 80% 100%
2007
2008
2009
2010
2011
Reinyectado (MMPCD)
Gas Natural Neto (MMPCD)
7
Por otro lado, la entrega de gas en el mercado interno fue de 1676 (MMPCD) la cual
representa el 24% de la producción de gas natural y se distribuye en el sector eléctrico,
siderúrgico, aluminio, cemento, comercializadoras, doméstico y petroquímico. En la tabla 1.3 se
puede ver la distribución del gas natural en los distintos sectores.
Tabla 1. 3 Distribución del Gas en el Mercado Interno (Año 2011)
Mercado Interno Volumen (MMPCD) %
Aluminio 45 2.6
Cemento 94 5.6
Distribuidor 105 6.2
Doméstico 15 0.8
Eléctrico 552 32.9
Manufacturero 198 11.8
Siderúrgico 234 13.96
Petroquímica 433 25.8
Total 1676 100
Fuente: Informe Anual PDVSA 2011
1.1.4 Precios del Petróleo y Gas en el Mercado Internacional
A pesar del declive en la producción petrolera, los precios del barril de petróleo en los últimos
años han sido favorables, ya que el alza de los mismos ha sido única en la historia nacional. En la
siguiente tabla 1.4 se presentan los precios del petróleo desde el año 2007 hasta el año 2012.
8
Tabla 1.4 Precios del Petróleo (Año 2007-2011)
Año WT
(US$)
Cesta
OPEP(US$)
Cesta Venezuela
(US$)
2007 72.24 69.08 64.74
2008 99.9 94.45 86.49
2009 61.82 61.06 57.08
2010 79.52 77.45 71.97
2011 95.12 107.47 101.06
2012 94.23 109.53 103.42
2013* 102.95 106.06 98.99
Fuente MENPET
*Precios a Octubre 2013
Por otro lado, el gas natural se ha convertido en una opción más atractiva en comparación con
otros combustibles fósiles, debido a su baja emisión de bióxido de carbono (CO2) y, en algunas
regiones, a la relativa estabilidad y nivel de sus precios. En la tabla 1.5 es posible verificar los
precios en el mercado internacional.
Tabla 1.5 Precios del Gas en el Mercado Internacional (Año 2009-2013)
Año Precio (US$/MMBTU)
2009 3.89
2010 4.39
2011 4.01
2012 2.76
2013* 3.50
Fuente BP Statistical Review of World Energy 2012
*Natural Gas Spot Price EIA (2013)
1.1.5 Reservas de Petróleo y Gas
Según el informe realizado por el IESA, Venezuela: la energía en cifras 2009-2011, y el
informe BP Statistical Review of World Energy (2013), las reservas de petróleo se colocan en
22.5 mil millones de barriles (MMMbbl) para crudo convencional (ligero y mediano) y 275.1
(MMMbbl) para crudo pesado y extra pesado. Lo que da un total de 297.6 (MMMbbl)
9
representando el 17.6% respecto a las reservas mundiales. Lo que nos coloca como el país con
mayores reservas de petróleo a nivel mundial.
Por otro lado, las reservas de gas son de 195,234 billones de pies cúbicos que representan el
3% de las reservas a nivel mundial, de los cuales 37,65 billones de pies cúbicos están asociados a
la Faja Petrolífera del Orinoco y 35,82 billones de pies cúbicos están asociados a crudo extra
pesado presente en las cuencas Oriental y Barinas-Apure.
La mayor parte de las reservas gasíferas de Venezuela están ubicadas al norte y noreste del país,
en la cuenca oriental y en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, en una
extensión de más de 500 mil kilómetros cuadrados. La zona oriental concentra 70,2% de las
reservas, la zona occidental 22,7% y la cuenca de Carúpano 7,36%. La cuenca de Barinas-Apure
concentra solo 0,19% de las reservas probadas de gas.
De acuerdo a información publicada por PDVSA Gas (en el V Congreso y IX Exposición
Internacional de Gas, en octubre de 2008), quince por ciento (15%) del total de las reservas
probadas esta en Costa Afuera y se encuentran no asociadas a la producción petrolera. Por otro
lado, las reservas ubicadas en tierra firme en las regiones de oriente y occidente están asociadas al
petróleo en ochenta y siete por ciento (87%) y noventa y cinco por ciento (95%) respectivamente.
En promedio, setenta y cuatro por ciento (74%) de las reservas de gas venezolanas están
asociadas al petróleo. (IESA, 2011)
1.1.6 Infraestructura de Gas en Venezuela
A escala nacional se cuenta con una infraestructura de transmisión y distribución de gas metano
de 4.648 Km de tuberías, para satisfacer los requerimientos de los sectores doméstico, comercial
e industrial, siendo los principales sistemas de transporte: Anaco-Barquisimeto; Anaco-
Jose/Anaco-Puerto La Cruz; Anaco-Puerto Ordaz; Ulé-Amuay; Interconexión Centro Oriente-
Occidente (ICO); Costa-Oeste y Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte.
Según el informe de gestión de PDVSA del año 2011, se incorporaron 216 Km de tuberías
nuevas, de los cuales 177 Km, pertenecen a la etapa I del nuevo gasoducto en construcción, en la
zona oriental del país el gasoducto nor-oriental G/J José Francisco Bermúdez, (Tramo Barbacoa-
10
Cumaná-Margarita); 19 Km del nuevo lazo Morón-Barquisimeto (ENELBAR IV) de la
ampliación del sistema Anaco-Barquisimeto. En la figura 1.3 se observa la ubicación de los
gasoductos actuales y próximos en Venezuela.
Figura 1.3 Sistemas Actual y Futuro de Gasoductos (Año 2012)
1.1.7 Principales Proyectos de PDVSA
Actualmente, la empresa estatal PDVSA, ejecuta una serie de proyectos en el sector petrolero y
gas siendo los más emblemáticos los que se mencionas a continuación:
- Faja Petrolífera del Orinoco (FPO):
La Faja Petrolífera del Orinoco está localizada en el sur de los estados Guárico, Anzoátegui y
Monagas. Tiene un área geográfica de aproximadamente 55 mil kilómetros cuadrados, con un
área de explotación de cerca de 12 mil kilómetros cuadrados.
11
La Faja tiene aproximadamente entre 914 millardos y 1,36 billones de barriles de petróleo en
sitio. La FPO pertenece a la cuenca oriental y para el 2011 las reservas ascendieron a 258,939 mil
millones de barriles, de los cuales corresponden a petróleo pesado 3,758 mil millones de barriles
y a petróleo extra pesado 255,181 mil millones de barriles.
El crudo de la Faja es del tipo pesado y extra pesado con una gravedad promedio de 8,6 grados
API, lo que dificulta su transporte y refinación e impone costos altos de extracción y producción.
No obstante, los avances de la tecnología de refinación han permitido transformarlo en crudos
sintéticos de mejor calidad lo cual facilita su procesamiento en las refinerías. (IESA, 2011)
La Faja también posee un volumen importante de gas original en sitio, lo que constituye una
fuente potencial de abastecimiento para el mercado interno. En la figura 1.4 se muestra las 4
áreas de explotación las cuales son: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo.
Figura 1.4 Distribución en Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco
Por otra parte, los proyectos de exploración y gas costa afuera se enumeran a continuación:
Proyecto Mariscal Sucre, Proyecto Rafael Urdaneta, Proyecto Plataforma Deltana, Proyecto Gas
Natural Licuado (GNL), Proyecto Golfo de Paria Oeste y Punta Pescador y Proyecto Blanquilla-
Tortuga.
12
- Proyecto Mariscal de Sucre:
Consiste en la perforación de 36 pozos, la construcción de dos plataformas de producción,
instalación de los sistemas de producción submarino, línea de recolección y sistema de
exportación y construcción de las siguientes instalaciones: 563 Km de tuberías marinas;
urbanismo, vialidad, muelle de construcción y servicios en el Complejo Industrial Gran Mariscal
de Ayacucho (CIGMA); generación de energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en
Cumaná, estado Sucre); redes de transmisión y distribución eléctrica, para incorporar al mercado
interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera, en el oriente del país.
- Proyecto Rafael Urdaneta:
Este proyecto tiene como objetivo el desarrollo de las reservas probadas de gas no asociado del
campo Perla perteneciente al Bloque Cardón IV, existente en el lado oeste de la Península de
Paraguaná, a unos 60 Km de la costa y frente al Complejo Refinador de Paraguaná, dichas
reservas alcanzan en la actualidad 8,9 MMMPC, donde se prevé un plan de producción,
recolección y acondicionamiento de gas en tres fases.
- Proyecto Plataforma Deltana:
Este Proyecto está inmerso dentro del Proyecto Delta Caribe Oriental y comprende el desarrollo
de exploración y explotación de gas no asociado Costa Afuera en un área de 9.441 Km.2 en los
cuales, existe reservas de hidrocarburos que se extienden a través de la línea de delimitación entre
La República Bolivariana de Venezuela y La República de Trinidad y Tobago.
Proyectos para el desarrollo de la infraestructura de gas en Venezuela: Proyecto Gas Anaco
(Anzoátegui), Proyecto Gas San Tome (Anzoátegui), Aumento de la Capacidad de
Fraccionamiento Jose (Anzoátegui), Soto I (Anzoátegui), IV Tren de San Joaquín (Anzoátegui),
Pirital I (Monagas), Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO), Sistema Nor Oriental de Gas
(SINORGAS) (Sucre, Nueva Esparta, y norte de los estados Anzoátegui y Monagas).
13
- Proyecto Gas Anaco:
El Proyecto Gas Anaco (PGA) tiene como objetivo la construcción de cinco centros operativos
con capacidad de recolectar, comprimir y transferir una producción de 2.559 MMPCND de gas y
34,55 MBD de petróleo liviano.
- Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO):
El Proyecto ICO tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la
región este y central de La República (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara)
con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia y CRP, estado Falcón), a fin
de cubrir la demanda de gas en esa zona del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y
ciudades dentro de la Nación, y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica.
- Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS)
El proyecto SINORGAS tiene previsto la construcción de una Infraestructura necesaria para
manejar y transportar los volúmenes de gas a producirse en los desarrollos Costa Afuera en la
región nororiental del país, desde Güiria hasta los centros de consumo en los estados Sucre,
Nueva Esparta y norte de los estados Anzoátegui y Monagas. El proyecto tiene planificada su
culminación para el año 2015.
- Proyecto Autogas:
Este proyecto tiene como objetivo liberar combustible líquido (gasolina) del mercado interno
para su exportación, y así diversificar la matriz de combustibles del sector transporte
incorporando el Gas Vehicular, a través de la construcción de puntos de expendio para su venta y
la conversión de vehículos al sistema bicombustible (gasolina-gas) a escala nacional.
Adicionalmente, el Proyecto Autogas asegurará el abastecimiento continuo y eficiente de gas
14
para uso vehicular, para fines de transporte de pasajeros y carga en el mercado interno de la
Nación.
1.1.8 Futuro Energético
La Agencia Internacional de Energía EIA estima que Venezuela aumentará su producción
considerablemente en el período 2020-2025. Para cumplir con estas proyecciones, Venezuela
deberá tener un crecimiento anual de su producción equivalente a 1,48%, similar a la tasa
compuesta anual lograda en el periodo 1985-2010.
La tasa de crecimiento anual de la producción de crudo no-convencional (pesado y extra-
pesado), para Venezuela será muy superior a la tasa de crecimiento total de la producción de
crudo, alcanzando un equivalente a seis por ciento (6%) anual de incremento. Esta tendencia
surtirá un efecto tal que, para el año 2035, aproximadamente el cincuenta por ciento (50%) de la
producción venezolana será de este tipo de crudo. (IESA, 2011)
En las proyecciones del International Energy Outlook 2011 y del Annual Energy Outlook
2012, ambos publicados por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), estima
que la mayor parte del crecimiento provendrá de los países con economías emergentes que no son
miembros de la OCDE (no-OCDE), en donde el desarrollo económico estará vinculado con un
incremento en la demanda de energía. La región de Asia, liderada por China e India, presentará el
mayor incremento en el consumo de energía, con un aumento de 91% entre 2010 y 2035. Luego,
le seguirá la región de Centro y Sudamérica, cuya demanda se estima aumentará 69% en el
mismo periodo.
Por otra parte, la Agencia Internacional de Energía (EIA), estima que el gas natural tendrá un
papel cada vez más relevante en la economía energética global.
15
1.2 Sector Eléctrico
1.2.1 Capacidad Instalada
Actualmente, Venezuela posee 2 tipos de generación: generación hidroeléctrica y generación
termoeléctrica. La generación hidroeléctrica tiene una capacidad instalada de 14622 MW que
representa 53% del total en el país, mientras que la generación termoeléctrica tiene una capacidad
instalada de 12874 MW que representa el 47%. Ambos, suman una capacidad instalada total de
27496 MW. Las plantas termoeléctricas a su vez se subdividen en:
- Plantas de Gas
- Plantas de Vapor
- Plantas de Ciclo combinado
- Generación Distribuida
La capacidad instalada para cada tipo de estas tecnologías se observan a continuación:
Tabla 1.6 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012)
Fuente: Memoria y Cuenta 2012 MPPEE
No obstante a la capacidad actual, es posible verificar que en los últimos 12 años no ha existido
un crecimiento sustancial en la capacidad instalada. En la figura 1.5, se puede apreciar el
comportamiento del crecimiento de la generación en Venezuela en los últimos 7 años. La
capacidad hidroeléctrica se mantiene constante (14622 MW), mientras se observa el crecimiento
en la capacidad termoeléctrica, con un promedio anual de 2.7% equivalente a 1000 Mw anuales
que se agregan en promedio al SEN.
Planta de Gas (Mw) Plantas de Vapor (Mw) C. C (Mw) Distribuida (Mw)
6111 4246 1300 1217
16
Figura 1.5 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012)
1.2.2 Producción de Energía y Potencia
En Venezuela, la gran mayoría de las plantas térmicas que se integran al SEN, no funcionan de
manera continua, teniendo como principal restricción la disponibilidad del combustible para el
funcionamiento de las mismas. A pesar que en los últimos años la capacidad instalada en plantas
termoeléctricas ha aumentado en hasta un 47%, no corresponde con el porcentaje de energía que
producen. No obstante a la capacidad instalada de 27496 MW, la generación disponible actual es
de 18209 MW.
El 70% de la energía que se produce en el país corresponde a generación hidroeléctrica,
mientras el restante 30% corresponde a generación termoeléctrica. En el año 2012, se generó un
total de 127710 Gwh, donde la generación hidroeléctrica aportó 82008 Gwh, mientras que el
sector termoeléctrico cedió 45601 Gwh. En la figura 1.6 se puede observar la producción de
energía por tecnología.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Termoelelectrica (Mw)
Hidroelectrica (Mw)
17
Figura 1.6 Producción de Energía Eléctrica por Tecnología (Años 2005-2012)
Por otro lado, la demanda de potencia en el país crece con una tasa promedio anual de 2.76%
mientras que se observa que la generación disponible se encuentra estancada desde el año 2009,
lo cual no permite abastecer la demanda total. En la Figura 1.7, se observa el comportamiento de
la capacidad instalada contra la generación disponible y la demanda actual en Venezuela.
Figura 1.7 Déficit estructural de generación de Potencia en Venezuela (años 2005-2012)
Fuente: Memoria y Cuenta MPPEE 2012
El déficit estructural de generación en el SEN observado en la figura anterior, se debe a
distintos factores, entre los de más relevancia están:
- Problemas en la red (Transmisión)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Hidroeléctrica (Gwh)
Ciclo Combinad (Gwh)
Turbovapor (Gwh)
Distribuida (Gwh)
Turbogas (Gwh)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Capacidad Instalada Mw Demanda Maxima Mw Generación Disponible Mw
18
- Abastecimiento de Combustible
- Deterioro de la Plantas
- Entre otros
La elevada antigüedad y el deterioro del parque termoeléctrico, es un factor importante en el
declive de la generación disponible, ya que trae como consecuencia paradas programadas para
mantenimiento o paradas de emergencia por mal funcionamiento (salida de las máquinas).
1.2.3 Consumo de Combustible del SEN
Para abastecer las plantas termoeléctricas del país, se necesitan distintos tipos de combustible
dependiendo de la tecnología empleada. Para plantas de ciclo combinado y gas, se utiliza gas
natural o diesel, mientras que para plantas de vapor se utiliza fuel oil. Para el año 2012, el
consumo de combustible en el país se distribuyó de la siguiente manera:
- Gas 40% (39.7 MMBEP)
- Diesel 40% (34.6 MMBEP)
- Fuel Oil 20% (16.5 MMBEP)
Para entender el comportamiento de estos tres combustibles en Venezuela, la Figura 1.8 reúne
el patrón de consumo desde el año 2005.
Figura 1.8 Consumo de Combustible del SEN (años 2005-2012)
Fuente: Memoria y Cuenta 2010,2011,2012 (MPPEE)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Consumo Gas (MMBEP) Consumo Diesel (MMBEP) Consumo Fuel Oil (MMBEP)
19
Como se puede observar en la gráfica anterior, el consumo de diesel en los últimos 12 años ha
tenido un crecimiento elevado, mientras que el consumo de gas en el sector eléctrico permanece
casi constante alrededor de 30 (MMBEP). Esto se debe, a que la producción nacional de gas
natural se ha mantenido constante, trayendo como consecuencia que los nuevos bloques de
generación que se incorporen al SEN, se alimenten con diesel y no con gas.
Para compensar este déficit de gas, en el sector eléctrico es necesario aumentar el consumo de
hidrocarburos líquidos. Venezuela utilizó en el año 2012, 5.496.580 10³lts de diesel, lo que
equivale a 34.5 (MMbbl). Desafortunadamente, este diesel se está utilizando netamente en el
mercado Venezolano, dejando su exportación en un segundo plano.
El uso del gas como combustible principal para la generación eléctrica en el país sería
beneficioso dada su característica amigable con el ambiente. De igual manera, permitiría a los
combustible líquidos ser exportados o utilizados de una manera eficiente. Sin embargo,
Venezuela no cuenta con la cantidad de gas necesario para proveer en su totalidad a las plantas
termoeléctricas. Por lo tanto, es necesario explotar las reservas nacionales de gas o buscar países
proveedores.
1.2.4 Factores de Capacidad del SEN
Este indicador es llamado también factor de planta o factor de capacidad y su formulación
depende de la actividad de la cadena energética y de los energéticos con la que esté relacionada la
instalación.
El Centro Nacional de Despacho (CND), anteriormente llamado OPSIS, expone anualmente en
sus informes los factores de capacidad para cada tecnología, los cuales fueron tomados de los
informes del año 2006, 2007, 2008 y 2010. Por otro lado, para obtener el factor de capacidad del
año 2012 se consultó el Boletín Estadístico Mensual del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
realizado en abril del año en cuestión por el CND, con la finalidad de obtener la producción de
energía promedio que se dispone para cada planta.
20
En el caso particular de las centrales eléctricas, el factor de capacidad se calcula dividiendo la
generación neta de electricidad en un período de tiempo sobre la capacidad máxima de
generación en ese mismo período. La capacidad máxima de generación es el producto de la
potencia instalada por el número de horas contenido en el período considerado. Para el cálculo se
toma por lo general el valor de 8,760 horas en un año y 730 horas en un mes. En períodos
relativamente largos, el factor de capacidad de las instalaciones energéticas, puede verse afectado
por las salidas de operación, tanto forzadas como programadas para mantenimiento.
La siguiente expresión determina el cálculo del factor de capacidad de una planta.
(1)
Donde:
Fc= Factor de capacidad de la central
GE= Generación eléctrica neta de la central en un período de tiempo (GWh)
PI = Potencia instalada de la central en un período de tiempo (MW)
Nh= Número de horas contenidas en el período de tiempo
En la figura 1.10 se presenta los factores de capacidad por tecnología en los últimos años.
Figura 1.10 Factor de Capacidad por Tecnología Termoeléctrica (Años 2006-2012)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
2006 2007 2008 2010 2012
Fc TurboVapor
Fc TurboGas
Fc Ciclo Combinado
Fc Hidroeléctrica
21
Los complejos hidroeléctricos producen la mayor cantidad de energía en el país, y requieren
menor mantenimiento en comparación con la tecnología termoeléctrica. Por lo tanto es válido que
posean un factor de carga promedio de 0.8.
Por otro lado, las plantas de vapor, poseen el factor de carga más bajo de 0.6, debido a que son
plantas con más de 25 años en funcionamiento y utilizan fuel oil, el cual es un combustible muy
pesado y por lo tanto se espera que sean máquinas con mayor mantenimiento y con paradas más
prolongadas con respecto a otras tecnologías.
Finalmente, la tecnología de ciclo combinado y gas son plantas más nuevas y utilizan
combustibles más livianos como gas y diesel por lo tanto tienen factores de carga de 0.8 y 0.7
respectivamente.
1.2.5 Expansión de Generación 2013-2016
Para el estudio de planificación de generación eléctrica es necesario saber los próximos
proyectos a ejecutarse. A continuación, en la Tabla 1.5 se presentan los próximos proyectos
pautados por la empresa estatal CORPOELEC:
Tabla 1.7 Próximos proyectos de generación (Año 2013-2016)
Plantas Tecnología Localización Capacidad Mw
Combustible Avance Físico
Fecha de Entrega
Antonio Jose de Sucre
Ciclo Combinado
Sucre 1000 Gas 15% 2012
Complejo Termocentro
Ciclo Combinado
Miranda 1060 Gas 7% 2011
Ezequiel Zamora Ciclo Simple Guárico 150 Gas 43% 2009
Juan Bautista Arismendi
Ciclo Abierto Nueva Esparta
170 Gas 78%
Fabricio Ojeda (La Vueltosa)
Hidroeléctrica Mérida 500 Agua 89% 2010
Manuel Piar (Tocoma)
Hidroeléctrica Bolívar 2160 Agua 83% 2014
La Cabrera Ciclo Simple Carabobo 380 Gas No Existe Registro
El Palito Ciclo Simple Carabobo 700 Gas No Existe Registro
Fuente: CORPOELEC, Memoria y Cuenta 2012 (MPPEE)
*El Complejo Generador Termocentro se refiere a la planta La Raisa y El Sitio.
22
Para, la mayoría de los proyectos de expansión de generación de la tabla anterior, no se pudo
conseguir las nuevas fechas de entrega o de culminación, a excepción de los proyectos
hidroeléctricos de Tocoma y Fabricio Ojeda (La Vueltosa). Según, el informe de Memoria y
Cuenta 2012 del MPPEE estos complejos hidroeléctricos entran en ejecución en el año 2015.
De acuerdo a la prensa de CORPELEC, la planta Juan Bautista Arismendi actualmente tiene
instalada la unidad 1 de 85 Mw.
La planta El Sitio, se integró al SEN con una capacidad instalada de 560 Mw.
1.3 Oportunidades de Generación Eléctrica en Venezuela
Entre los combustibles provenientes de la actividad petrolera nacional, los que tienen mayor
potencial para ser usado en el sector eléctrico son:
1.3.1 Gas Natural
Es una mezcla gaseosa de hidrocarburos que incluye tanto el gas natural libre como el
asociado.
- Gas Natural Libre
Se refiere a una mezcla gaseosa de hidrocarburos constituida principalmente por el metano
obtenido de los campos de gas. Como en general no contiene condensables se lo suele llamar
"gas seco". (OLADE, Guia SIEN M-1 Metología de Balances Energéticos , 2004)
- Gas Natural Asociado
Se refiere a una mezcla gaseosa de hidrocarburos que se produce asociada con el petróleo
crudo. Generalmente contiene fracciones de hidrocarburos líquidos ligeros (condensables) por
lo que se lo llama frecuentemente "gas húmedo". Las grandes reservas petroleras y la gran
cantidad de proyectos de gasificación que se ejecutan en el país, hace que el gas sea un candidato
23
fundamental para la generación eléctrica del país. (OLADE, Guia SIEN M-1 Metología de
Balances Energéticos , 2004)
1.3.2 Orimulsión
Es un combustible desarrollado en Venezuela, en la faja petrolífera del Orinoco que puede ser
utilizado para alimentar plantas eléctricas. Sin embargo, dicho combustible ya no es producido
por PDVSA, ya que no es un producto rentable para exportar.
La Orimulsión es un producto atractivo para los clientes por su bajo precio, pero con márgenes
de ganancias muy reducidos para PDVSA.
Como se pudo observar anteriormente la estrategia de PDVSA es mejorar los crudos de la Faja
del Orinoco creando uno sintético que puede ser procesado en refinerías tradicionales, algo que
con el alto valor actual del barril le produce mayores dividendos .Sin embargo, es un producto
latente que podría volverse a producir y diversificar la matriz energética nacional.
1.3.3 Coque
El término general "coque" se aplica a un material sólido no fundible, de alto contenido de
carbono, obtenido como resultado de la destilación destructiva del carbón mineral, petróleo y
otros materiales carbonosos. Existen distintos tipos de coque que normalmente se identifican
añadiendo al final el nombre del material que le dio origen. (OLADE, Guia SIEN M-1 Metología
de Balances Energéticos , 2004)
El desarrollo de la FPO producirá grandes cantidades de coque, cada barril de crudo Faja que
va a mejoramiento produce 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre. Esto significa que para 3
MMBD, la producción diaria de coque seria de 75 mil toneladas métricas (75MT). Lo que hace,
que sea un combustible alternativo para el sector termoeléctrico. En la figura 1.11 se puede ver la
oferta nacional que existe en Coque.
24
Figura 1.11 Oferta Nacional de Coque 2010-2021
Fuente: Informe (PMS) 2010-2030
Se observa en la gráfica que Venezuela dispone de una producción aproximada de ocho
millones de toneladas métricas anuales, y a partir del año 2014, comienza un crecimiento
vertiginoso en la oferta de coque de petróleo, alcanzando magnitudes de hasta 25 Millones de
Toneladas métricas anuales, y es debido a la ampliación del parque refinador de Venezuela y al
desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, en la cual se tiene previsto, producir
aproximadamente 6.000 toneladas diarias de coque. (CORPOELEC, 2010)
1.3.4 Potencial Hidroeléctrico
En el informe hecho por CORPOELEC (PMS) en el año 2010, se menciona el potencial
hidroeléctrico nacional, basándose en un estudio hecho por la empresa Caltec en el año 2009
donde se indica el potencial hidroeléctrico nacional el cual corresponde a 46.460 Mw, de los
cuales 15.945 se encuentran en operación, 2.931 en construcción y 27.584 en inventario como
potencial desarrollable.
En la figura 1.12 se presenta la ubicación de las regiones identificadas y se incluye el total de
potencial hidroeléctrico para cada una.
25
Figura 1.12 Potencial Hidroeléctrico en Venezuela
Fuente: Informe PMS, CORPOELEC (2010)
26
1.4 Tipo de Tecnología Termoeléctrica en Venezuela
1.4.1 Plantas a Gas
Son aquellas que utilizan como principio de funcionamiento el Ciclo Brayton. Como su
nombre lo indica utilizan como combustible principal el gas, sin embargo pueden funcionar con
otro tipo de combustible como diesel o gasoil.
1.4.1.1 Funcionamiento de las Plantas a Gas
La maquina térmica utilizada en este tipo de centrales es la turbina de gas cuyo esquema de
funcionamiento se presenta a continuación en la figura 1.13.
Figura 1.13 Diagrama de Funcionamiento de una Turbina a Gas
Como se puede observar en la figura 1.13, el principio de la máquina de gas es relativamente
sencillo. Se introduce aire fresco en condiciones ambientales dentro del compresor donde su
presión y temperatura se elevan, luego el aire de alta presión sigue hacia la cámara de
combustión, donde el combustible se quema a presión constante.
Los gases de alta temperatura que resultan entran a la turbina, donde se expanden hasta la
presión atmosférica, produciendo potencia. Los gases de escape que salen de la turbina se
expulsan hacia afuera no se recirculan, por lo tanto esto es lo que se llama ciclo abierto.
27
La temperatura más alta en el proceso ocurre en el estado 3 y está limitada por la temperatura
que soportan los alabes de la turbina. Lo que hace que esto limite las relaciones de presión que
pueden utilizarse en el ciclo.
Comparado con la turbina de vapor y las máquinas diesel, la turbina de gas ofrece mayor
potencia para determinados tamaños y pesos, alta confiabilidad, larga vida útil, y operación más
conveniente.
En las centrales eléctricas de turbinas de gas, la relación entre el trabajo del compresor y el
trabajo de la turbina, denominada “relación de trabajo de retroceso”, usualmente es muy alta. Lo
que implica que más de la mitad del trabajo de la turbina se utiliza para activar el compresor. Esto
contrasta considerablemente con las centrales eléctricas de vapor donde la relación de trabajo de
retroceso es pequeña. Por lo tanto, las turbinas de gas son más grandes que las que se utilizan en
vapor para la misma salida de potencia.
1.4.1.2 Eficiencias de las Plantas a Gas
La eficiencia promedio de las turbinas a gas alimentadas con gas natural es de 45% con diesel
es de un 40%. Sin embargo, es posible mejorar la eficiencia del ciclo Brayton mediante ciertas
modificaciones en las condiciones de operación del mismo. Es evidente que una mejor eficiencia
se logra mediante:
- Reducción del combustible consumido. (Regeneración)
- Aumento del trabajo aprovechado en la turbina. (Recalentamiento)
- Reducción del trabajo dado al compresor. (Enfriamiento)
Los diagramas de las turbinas de gas que presentan estas modificaciones se presentan en el
Anexo A.
28
1.4.1.3 Ventajas de las Plantas a Gas
- Su instalación es más práctica, generalmente vienen como un solo equipo.
- Sus tiempos de arranque son cortos.
- Contaminan menos ya que arrojan menos CO2 al ambiente, al utilizar gas como
combustible.
En el Anexo B se muestra los Kg de C02 que son arrojados a la atmósfera para generar energía
por cada tipo de combustible.
1.4.2 Plantas a Vapor
Son aquellas que utilizan como principio de funcionamiento el ciclo Rankine. El combustible
utilizado por este tipo de centrales, en Venezuela es fuel oil, sin embargo en otros países se
utilizan otro tipo de combustibles como el coque.
1.4.2.1 Funcionamiento de las Plantas a Vapor
El principio de funcionamiento de estas máquinas térmicas es el siguiente:
- Compresión en una bomba
- Adición de calor a presión constante en una caldera
- Expansión en una turbina
- Rechazo de calor a presión constante en un condensador
29
En la figura 1.14 se muestra el principio de funcionamiento de una turbina de vapor
Figura 1.14 Diagrama de Funcionamiento de Turbinas a Vapor
Se introduce agua a la bomba y se lleva hasta la presión de la caldera. El agua entra a la caldera y
se calienta, produciéndose vapor.
El vapor entra a la turbina donde se expande produciendo trabajo al hacer girar un eje
conectado a un generador eléctrico. La presión y temperatura disminuyen durante este proceso.
Luego el vapor, entra al condensador. En este estado el vapor por lo general es un vapor
húmedo. El vapor se condensa a presión constante en el condensador el cual rechaza calor hacia
un medio de enfriamiento como un lago, rio etc. Lo que hace, que el vapor se convierta en agua y
vuelva a entrar a la bomba, comenzando el ciclo.
En áreas donde el agua es muy valiosa o no existe, las centrales eléctricas son enfriadas con aire
en lugar de agua este método de enfriamiento se denomina enfriamiento en seco.
1.4.2.2 Ventajas de las Plantas de Vapor
Normalmente tienen mayor capacidad de potencia, que las plantas a gas
30
1.4.3 Plantas de Ciclo Combinado
Las plantas de ciclo combinado como su nombre lo indican involucra 2 tipos de ciclos, el ciclo
Brayton y el ciclo Rankine en una misma configuración. Utilizan como combustible principal gas
natural o diesel.
1.4.3.1 Funcionamiento de las Plantas de Ciclo Combinado
Estas plantas funcionan de la siguiente manera, primero entra en acción el ciclo Brayton a
través de la turbina a gas, por lo tanto el funcionamiento en esta primera fase es igual al descrito
en las plantas a gas.
La diferencia de esta configuración, está en los gases de escape, que en vez de ser desechados a
la atmosfera, son aprovechados en un intercambiador de calor el cual sirve como caldera para el
ciclo rankine. De manera que el agua que sale de la bomba se caliente con las altas temperaturas
de los gases de escape, convirtiéndose en vapor.
El vapor que sale de la caldera entra a la turbina donde se expande generando trabajo y
accionando el generador eléctrico. De esta manera, se genera adicionalmente, mayor energía
utilizando la misma cantidad de combustible. En la figura 1.15 se presenta el diagrama de
funcionamiento de una planta de ciclo combinado
Figura 1.15 Diagrama de Funcionamiento de una Planta de Ciclo Combinado
31
Figura 1.15 Diagrama de Funcionamiento de una Planta de Ciclo Combinado
La eficiencia promedio de este tipo de plantas ronda en 50-55% a plena carga. La desventaja
de este tipo tecnología es que reduce su eficiencia cuando se reduce la carga.
1.4.3.2 Ventajas del Ciclo Combinado
Aumento de la producción de energía.
Aumento de la eficiencia de las plantas
Reducción de la emisión de gases de efecto invernadero
El costo de producción de energía se reduce considerablemente. (Ver Anexo C)
32
CAPITULO II
METODOLOGÍA
En el siguiente capítulo se presenta la metodología utilizada para la realización del estudio de
generación eléctrica.
FASE 1: Caracterización del Sector Petrolero (2005-2012).
Consiste en revisar las fuentes bibliográficas.
Para este caso, se consulto con:
Informe de Gestión PDVSA 2011
Informe PODE 2005,2006,2007y 2008
Memoria y Cuenta del MENPET 2011
Entre otros
El estudio se enfocó en la obtención de los siguientes datos:
Situación del Sector Petrolero
Producción de Petróleo en Venezuela (Año 2005-2012)
Producción de Gas Natural en Venezuela (Año 2007-2011)
Precios del Petróleo y Gas en el Mercado Internacional
Reservas de Petróleo y Gas en Venezuela
Infraestructura de Gas en Venezuela
Principales Proyectos de PDVSA
Consumo de Gas Natural del Sector Eléctrico
Futuro Energético
FASE 2: Caracterización del Sistema Eléctrico Nacional (2005-2012).
Consiste en conocer la situación actual del SEN y su evolución en el tiempo, para estimar
escenarios de generación y demanda de energía eléctrica.
Para ello fue necesario la consulta bibliográfica de:
Anuario Estadístico MPEE 2010
Memoria y Cuenta MPEE 2010
Memoria y Cuenta MPEE 2011
33
Memoria y Cuenta MPEE 2012
Entre otros.
Donde se obtuvo el registro de los siguientes aspectos:
Capacidad Instalada
Producción de Energía y Potencia eléctrica
Consumo de Combustible
Factores de Carga por Tecnología
Expansión de Generación 2013-2016
Oportunidades de Generación Eléctrica en Venezuela
FASE 3: Determinación de la Eficiencia del Parque Termoeléctrico
La distinta tecnología y el tipo de combustible empleado para generar energía eléctrica definen
para cada planta una eficiencia determinada. Para obtener la eficiencia promedio por tecnología
termoeléctrica se necesitaron los siguientes datos:
- Consumo de combustible anual por tecnología.
- Producción de energía eléctrica anual por tecnología.
La obtención de los datos se obtuvo de los informes del MPPEE, Memoria y Cuenta del año
2011 y 2012. La expresión utilizada para realizar los cálculos se presenta a continuación:
ɳelectrica=
(2)
Donde:
PEE= Producción de Energía Eléctrica Anual para cada Tecnología en (BEP).
Comb=Consumo de Combustible Anual para cada Tecnología en (BEP)
ɳelectrica= Eficiencia Eléctrica para cada Tecnología.
34
FASE 4: Determinación del Déficit de Gas (2012)
Se consultó con los informes del MPPEE, Memoria y Cuenta 2011 y 2012, con el propósito de
conseguir la producción de energía eléctrica anual generada con diesel. Posteriormente, se utilizó
la expresión de eficiencia (2) asignándole los siguientes datos:
- Eficiencia promedio para las plantas a gas (31%)
- Producción de energía eléctrica anual con diesel (BEP)
De esta manera, se pudo obtener el consumo de combustible equivalente para generar dicha
cantidad de energía. Este resultado representa el déficit de gas anual que existe en el sector
eléctrico.
Finalmente, se hizo la conversión de unidades de BEP a MMPC de gas. Luego se dividió entre
365 días correspondientes a lo que equivale un año. Para así, poder obtener el déficit de gas diario
en el año 2012.
FASE 5: Estimación de la Demanda de Energía (2013-2018).
Para poder realizar un estudio de planificación, es necesario pronosticar el consumo de energía en
los próximos años, para ello se utilizó el estudio realizado en el 2004 por el Ministerio de Energía
y Petróleo llamado PDSEN (Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional 2005-2024). El
cual expone dos escenarios de demanda, el escenario alto y el escenario bajo para potencia y
energía eléctrica.
Posteriormente, se definieron dos escenarios adicionales de demanda distintos a los propuestos
en el PDSEN, los cuales se basan en el registro histórico de consumo de energía de los últimos
años. Para ello, se usó el método de tendencia de series cronológicas con la finalidad de hacer las
proyecciones para el período (2013-2018).
Para ello, fue necesaria la consulta de varios informes entre los cuales están:
- Informes OPSIS 2005, 2008.
- Anuario Estadístico 2010, 2011.
- Memoria y Cuenta 2012 del MPPEE
35
Donde se pudo obtener el comportamiento de la demanda en los últimos 12 años, en función de
la energía y potencia.
Posteriormente, se contrasto los escenarios del PDSEN, con la curva de demanda real para el
período (2000-2012), donde se puede verificar el comportamiento atípico de la demanda a partir
del año 2010. Este comportamiento irregular surge de la crisis eléctrica que ocurrió en ese año, lo
que obligo a tomar medidas programadas de racionamiento eléctrico y la ejecución de medidas de
ahorro energético. Esta situación indica, que existe demanda de energía que no se satisface a
partir del año 2010, la cual se denominará demanda represada.
La demanda represada, es un fenómeno que hay que tomar en cuenta para los planes de
expansión, ya que es demanda que no se registra pero que está latente al incluir nuevos bloques
de generación. Para incluir este efecto en el estudio, se plantea una curva distinta a la demanda
real (2000-2012) la cual se denomina “curva de demanda ideal”. Esta curva representa el
comportamiento esperado de no haber limitaciones en la red. Para ello, se toman los datos de
demanda del 2000-2009, los cuales son usados para hacer una estimación lineal de tendencia y
así obtener la demanda para los años 2010, 2011 y 2012, de potencia y energía respectivamente.
Luego, se comparó la curva de demanda real (2000-2012) con la curva de demanda ideal (2000-
2012), con la finalidad de obtener una aproximación de la energía eléctrica no servida en el país.
Posteriormente, con las curvas de demanda real e ideal (2000-2012), se hizo una estimación de
tendencia lineal para el período (2013-2018), respectivamente.
Finalmente se obtuvieron 4 escenarios de demanda de energía para el periodo (2013-2018)
descritos a continuación:
- Curva 1: Escenario Alto, estudiada en el PDSEN (2005-2024).
- Curva 2: Escenario Bajo, estudiada en el PDSEN (2005-2024).
- Curva 3: Escenario Real, método de tendencia cronológica con datos (2000-2012).
- Curva 4: Escenario Ideal, método de tendencia cronológica con datos (2000-2009).
36
FASE 6: Definición de los Escenarios de Generación.
Los escenarios de generación que se presentan en el estudio son evaluados para dos opciones:
- Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante:
Se asume una capacidad termoeléctrica constante debido a tres factores:
- Retraso en los proyectos
- Limitaciones en la red
- Indisponibilidad de Combustibles
- Capacidad Instalada Termoeléctrica con una tasa de Crecimiento de 2.7% anual:
Se asume una tasa de crecimiento de 2,7% anual, equivalente a 1000 (Mw) acorde al
crecimiento termoeléctrico de los últimos 12 años.
Además se asume que la nueva tecnología que se va a integrar al país, es del tipo
termoeléctrica a gas.
Para la incorporación de 1000 Mw anuales a los distintos escenarios de generación. Se consideró:
- Factor de capacidad de 0.8
- Eficiencia Eléctrica de las Plantas 40% (Ver Anexo D )
- Energía Promedio Anual Esperada
Para el cálculo de la energía promedio anual esperada se usó la siguiente expresión:
(3)
Donde:
PI= Potencia Instalada de la Planta en (Mw)
Fc = Factor de Capacidad de la Planta.
Eprom= Energía Promedio Anual (Gwh)
37
Escenario 1
Consiste en la incorporación de las represas Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015 al SEN.
En este escenario se determinó los balances de energía para el período (2013-2018) para una
capacidad instalada termoeléctrica constante y una tasa de crecimiento de 2.7%.
Luego, se calculó el déficit de gas respectivo para cada caso, considerando dos premisas:
- Incorporación de nuevas plantas mediante el uso de diesel.
- Eficiencia de las plantas 40%
El déficit de gas fue calculado como se hizo en la fase 4.
Escenario 2
El escenario plantea la rehabilitación de las plantas termoeléctricas de gas. Se pretende
transformar las plantas de ciclo abierto a ciclo combinado. Además, se toma en cuenta la entrada
en ejecución de las plantas de generación consideradas en el escenario 1.
Igualmente, se determinó los balances de energía para el período (2013-2018) para una capacidad
instalada termoeléctrica constante y una tasa de crecimiento de 2.7% y se calculó el déficit de gas
respectivo para cada caso.
La transformación de las plantas termoeléctricas de gas a ciclo combinado se realizó en diferentes
etapas.
En primer lugar se hizo una lista exhaustiva de todas las plantas termoeléctricas del país,
considerando:
- Ubicación,
- Capacidad instalada (CI)
- Unidades de generación
- Capacidad Instalada Post-Rehabilitación (CIPR)
38
La transformación de las plantas termoeléctricas a ciclo combinado, mejora la eficiencia de las
mismas en un rango del 50-55%, por lo tanto la Capacidad Instalada Post-Rehabilitación (CIPR)
se calculó bajo la siguiente fórmula:
CIPR=0.5*CI+CI (4)
Donde:
CI= Capacidad Instalada (Mw)
CIPR=Capacidad Instalada Post Rehabilitación (Mw)
Posteriormente, se clasificó las plantas por capacidad instalada, de mayor a menor envergadura.
Para así tener una visión de cuales plantas tiene mayor potencial de rehabilitación.
Por otro lado, para poder determinar el grupo de plantas que son factibles rehabilitar, en un
período de 5 años, se consideró los siguientes aspectos:
- Ubicación de gasoductos actuales y próximos proyectos.
- Disponibilidad de agua, en las cercanías de las plantas.
Luego, a partir de estos requerimientos, se logró obtener un grupo de ocho plantas las cuales
fueron dividas en dos grupos, con la finalidad de hacer la rehabilitación en dos partes.
Posteriormente, se calculó la energía promedio anual que integrará cada grupo de plantas al
SEN, mediante la expresión (3).
Finalmente, se realizo una evaluación económica de la implementación de la conversión de
las plantas de ciclo abierto a ciclo combinado, para el período 2013-2018.
La evaluación económica consistió en la determinación del Valor Actual Neto (VAN), Tasa
Interna de Retorno (TIR) y Pay Back Time (PBT).
Usando las siguientes fórmulas se obtuvo los valores necesarios para saber la rentabilidad del
proyecto.
(4)
39
En este sentido, se consideró un flujo de caja inicial FCₒ= -Inversión Inicial y FCn como el
flujo de caja para n períodos. Se puede encontrar la Tasa Interna de Retorno (TIR) igualando la
ecuación de VPN a cero y sustituyendo la td por TIR y se despeja.
(5)
Finalmente, para calcular el PBT, se determina mediante la misma ecuación que usamos para el
TIR, con la diferencia que se sustituye ahora i por PBT y se despeja.
(6)
FASE 7: Análisis de Resultados
Consiste en contrastar el escenario 1 y 2 de generación con las cuatro curvas de demanda
planteadas.
Con la finalidad de determinar:
Comportamiento de Generación de Energía 2013-2018
Comportamiento de la Demanda de Energía 2013-2018
Demanda Represada
Déficit de gas (MMPC) para el período (2013-2018)
40
CAPITULO III
RESULTADOS
3.1 Eficiencia del Parque Termoeléctrico
La eficiencia promedio del sector termoeléctrico es del 31%, y la eficiencia para cada
tecnología se enumera a continuación:
- Plantas a Gas 30.8%
- Plantas a Vapor 32.2%
- Plantas de Ciclo Combinado 32.2%
- Generación Distribuida 35%
En la figura 3.1 se observa la eficiencia anual para cada tipo de planta.
Figura 3.1 Comportamiento de la eficiencia en el Parque Termoeléctrico (Años 2005-2012)
Luego de analizar la figura anterior, se observa que la eficiencia de las plantas de ciclo
combinado es de 32%, indicando una eficiencia muy baja para el tipo de tecnología, lo que indica
que podrían estar funcionando a ciclo abierto ya que la eficiencia estándar ronda entre 45-50%.
25
27
29
31
33
35
37
39
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Eficiencia TurboGas Eficiencia TurboVapor
Eficiencia C. Combinado Eficiencia Distribuida
41
Esto puede deberse a que las maquinas a gas/diesel se reportan como ciclo combinado, cuando
realmente operan a ciclo abierto, por lo que cuando cierran algunas de ellas, como el caso de
termozulia, la eficiencia aumenta.
Las plantas de vapor y gas poseen una eficiencia baja con respecto a la eficiencia estándar que
es de 40% y 45% respectivamente y esto fundamentalmente se debe al estado de las máquinas y
la antigüedad del parque. Ver Anexo (D)
3.2 Déficit de Gas
La producción de energía anual con diesel, se muestra en la tabla 3.1
Tabla 3.1 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2009-2012)
Año Producción Diesel (Gwh) Producción Diesel (BEP)
2009 9598 5946920.8
2010 11956 7407937.6
2011 12903 7994698.8
2012 16623 10299610.8
Fuente: Memoria y Cuenta del MPPEE 2012
El consumo de combustible anual para producir la cantidad de energía expuesta en la tabla 3.1
y asumiendo una eficiencia del 31%, da como resultado lo expuesto en la tabla 3.2
Tabla 3.2 Déficit de Gas Anual (2009-2012)
Año Consumo Combustible (BEP) Combustible (MMPC Gas)
2009 19183615.48 113512.3304
2010 23896572.9 141399.6064
2011 25789350.97 152599.4581
2012 33224550.97 196594.6518
El déficit de gas para el año 2012 es de 196594 MMPC, lo que indica que el déficit diario es de
538.6 MMPCD.
Por otro lado, en el año 2012 el sector eléctrico consumió alrededor de 234900 MMPC de gas,
equivalente a 39.7 MMBEP. Sin embargo, para alimentar en su totalidad al sector termoeléctrico
42
con gas se necesitan 196594 MMPC de gas adicional. A continuación se presenta la tabla 3.3 el
consumo y el déficit diario de gas para el año 2012.
Tabla 3.3 Consumo y Déficit de Gas diario en el Sector Eléctrico (Año 2012)
Consumo de Gas (MMPCD) Déficit de Gas (MMPCD) Total Consumo Gas (MMPCD)
643.5 538.6 1182.1
3.3 Estimación de la Demanda de Energía Eléctrica
3.3.1 Escenario de Demanda PDSEN
Figura 3.4 Estimación de la Demanda de Potencia (2005-2024)
Fuente: PDSEN 2005-2024.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
2000 2005 2010 2015 2020 2025
Mw
Escenario Bajo PDSEN
Escenario Alto PDSEN
43
Figura 3.5 Estimación de Demanda de Energía (2005-2024)
Fuente: PDSEN 2005-2024
El PDSEN, estima un crecimiento interanual de potencia del 3.4% para el escenario bajo y un
4.8% para el escenario alto. Además, de un crecimiento anual de energía del 3.7% para el
escenario bajo y un 5.1% para el escenario alto. Dicho informe, basa su estudio en modelos
econométricos. En estos modelos la demanda futura se determina considerando aquellas variables
que, a priori, podrían tener un impacto considerable sobre la demanda de energía eléctrica, como
lo son:
- PIB total real
- PIB manufacturero real
- PIB sector público real
- Consumo Privado Real
- Precios de la Electricidad Real
- Índice de producción Industrial de países Desarrollados
- Precio del Aluminio Primario en los Mercados Internacionales
- Precio del Hierro en los Mercados Internacionales
- Entre otros
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
2000 2005 2010 2015 2020 2025
Gw
h
Escenario Bajo PDSEN
Escenario Alto PDSEN
44
3.3.2 Escenarios de Demanda de Tendencia Cronológica
Por otro lado, se definieron dos escenarios adicionales de demanda distintos a los propuestos
en el PDSEN, los cuales se basan en el registro histórico de consumo de energía de los últimos
años. Para ello, fue necesaria la consulta de varios informes entre los cuales están:
- Informes de OPSIS 2005, 2008.
- Anuario Estadístico 2010, 2011.
- Memoria y Cuenta 2012 del MPPEE
Donde se pudo obtener el comportamiento de la demanda en los últimos 12 años, en función de
la energía y potencia, como se muestran en la figura 3.6 y 3.7 respectivamente
Figura 3.6 Demanda de Energía (2000-2012)
Fuente: Opsis 2005, Opsis 2008, Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012).
y = 3747.8x - 7E+06 R² = 0.9132
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Gw
h
Demanda Real
Lineal (Demanda Real)
45
Figura 3.7 Demanda de Potencia (2000-2012)
Fuente: Opsis 2005, Opsis 2008, Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012).
Al comparar, las estimaciones del PDSEN 2005-2012, con la curva de comportamiento de la
demanda eléctrica en los últimos años. Se puede observar, que dicho estudio se aproxima al
comportamiento real de la demanda. Lo que indica que se pueden tomar dichas estimaciones
válidas, para el estudio de planificación. Esto se puede verificar en la figura de potencia 3.8 y la
figura de energía 3.9.
Figura 3.8 Comparación de los Escenarios de Potencia del PDSEN con la Demanda de Potencia (2004-2012)
Fuente: PDESEN (2005-2024), Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012).
y = 748.02x - 1E+06 R² = 0.9029
-
2,000.00
4,000.00
6,000.00
8,000.00
10,000.00
12,000.00
14,000.00
16,000.00
18,000.00
20,000.00
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Mw
Potencia Real
Lineal (Potencia Real)
y = 464.13x - 915785 R² = 0.8964
0
5000
10000
15000
20000
25000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Mw
Escenario Bajo PDSEN
Escenario Alto PDSEN
Demanda de Potencia Real
Lineal (Demanda de Potencia Real)
46
Figura 3.9 Comparación de los Escenarios de Energía del PDSEN con la Demanda de Energía (2004-2012)
Fuente: PDESEN (2004-2024), Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012).
En la figura 3.8 y 3.9, es posible verificar el comportamiento de demanda de potencia y
energía, el cual es creciente desde el año 2000 hasta el año 2009. Sin embargo, a partir del 2010
el comportamiento es atípico, donde se observa que la demanda decrece. Este declive incluso se
coloca por debajo de la curva de estimación del escenario bajo del PDSEN, lo cual lo clasifica en
un comportamiento “irregular”, no esperado.
Desde el año 2010, entró en emergencia el sector eléctrico lo cual ha obligado a la ejecución de
medidas de interrupción programada y la aplicación de políticas de ahorro energético en el país.
Esta situación tiene que ser tomada en cuenta en el estudio de planificación, ya que se verifica
que existe una demanda que no se satisface pero está latente a la hora de incluir la nueva
generación. Esta demanda se va a definir como demanda represada.
Determinar la demanda represada en Venezuela, representa un punto de atención a este
fenómeno ligado a la calidad de servicio ofrecida a los usuarios del sistema eléctrico en el país.
En primer lugar, hay que conceptualizar el término de demanda represada el cual define la
energía eléctrica demandada por los usuarios la cual no ha sido completamente atendida por
problemas de calidad de servicio. Entre algunas de las causas de este problema están: la
sobrecarga de subestaciones o circuitos de distribución, problemas asociados por caída de tensión
y las áreas aisladas o remotas.
y = 3589.7x - 7E+06 R² = 0.7787
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Gw
h
Escenario Bajo PDSEN
Demanda de Energía Real
Escenario Alto PDSEN
Lineal (Demanda de Energía Real)
47
Por lo tanto, es necesario saber que las curvas de demanda de energía y potencia de la figura 3.8
y 3.9 a partir del 2010 contienen este problema. Para incluir este efecto en el estudio, se plantea
una curva distinta a la demanda real (2000-2012) la cual se denomina “curva de demanda ideal”.
Esta curva representa el comportamiento esperado de no haber limitaciones en la red. Para ello,
se toman los datos de demanda del 2000-2009, los cuales son usados para hacer una estimación
lineal de tendencia y así obtener la demanda para los años 2010, 2011 y 2012, de potencia y
energía respectivamente. Esta estimación lineal de tendencia se puede ver en la figura 3.10 y
figura 3.11.
Figura 3.10 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Energía (2000-2012)
y = 4665.2x - 9E+06 R² = 0.967
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Gw
h Demanda de Energía Ideal
Lineal (Demanda de Energía Ideal)
48
Figura 3.11 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Potencia (2000-2012)
Al contrastar la curva de demanda real (2000-2012) con la curva de demanda ideal (2000-2012)
es posible ver, la diferencia entre ellas, como se muestra en la figura 3.12 y figura 3.13
respectivamente.
Figura 3.12 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Energía (2000-2012)
y = 615.11x - 1E+06 R² = 0.9699
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Mw
Demanda de Potencia Ideal
Lineal (Demanda de Potencia Ideal)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Gw
h Escenario Ideal
Escenario Real
49
Figura 3.13 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Potencia (2000-2012)
Como se puede verificar, la demanda de energía y potencia que no se satisface, aumenta a
medida que pasa el tiempo. Los valores estimados de potencia y energía represada se presentan
en las tablas 3.4 y 3.5 respectivamente:
Tabla 3.4 Potencia Represada (Año 2010-2012)
Año Demanda Potencia Ideal
(Mw)
Demanda Potencia Real
(Mw)
Potencia Represada
(Mw)
2010 17837.8 16955 882.8
2011 18357.8 17157 1200.8
2012 18887.64 17965 922.64
Tabla 3.5 Energía Represada (Año 2010-2012)
Año Demanda Energía Ideal
(Gwh)
Demanda Energía Real
(Gwh)
Energía Represada
(Gwh)
2010 127855.7 116675 11180
2011 133864 122842 11022
2012 139927.3 127609 12318
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Mw
Demanda de Potencia Ideal
Demanda de Potencia Real
50
A partir de las curvas obtenidas en energía, tanto para el caso ideal como el real, es posible
realizar estimaciones para el período 2013-2020. Utilizando nuevamente el método de estimación
de tendencia lineal. En la figura 3.14 se exponen los dos escenarios que se agregan al estudio.
Figura 3.14 Escenarios de Demanda de Energía basados en Registro Histórico
Los 4 escenarios de demanda de energía para el estudio de planificación, se observa en la figura
3.15.
Figura 3.15 Escenarios de Demanda de Energía (2013-2020)
y = 4914.1x - 1E+07 R² = 0.9919
y = 3682.5x - 7E+06 R² = 0.9764
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025
Gw
h
Escenario Ideal
Escenario Real
Lineal (Escenario Ideal)
Lineal (Escenario Real)
0
50000
100000
150000
200000
250000
2000 2005 2010 2015 2020 2025
Gw
h Escenario Real
Escenario Ideal
Escenario Bajo PDSEN
Escenario Alto PDSEN
51
Al ver la gráfica, se puede verificar que el escenario ideal está dentro de los límites
establecidos por el estudio PDSEN 2005-2024, al mismo tiempo se puede ver que el escenario
real tiene un comportamiento atípico alejándose de los límites establecidos, y a medida que pasa
el tiempo se aleja del escenario bajo determinado por el PDSEN.
Las 4 curvas de demanda, posibles se describen a continuación:
- Curva 1: Escenario Alto, estudiada en el PDSEN (2005-2024).
- Curva 2: Escenario Bajo, estudiada en el PDSEN (2005-2024).
- Curva 3: Escenario Real, método de tendencia cronológica con datos (2000-2012).
- Curva 4: Escenario Ideal, método de tendencia cronológica con datos (2000-2009).
A continuación se presenta la tasa de crecimiento anual para cada escenario.
Tabla 3.6 Tasa de Crecimiento Anual para cada Escenario de Demanda
Escenario Bajo
PDSEN
Escenario Alto
PDSEN
Escenario Real Escenario Ideal
3.70% 5.10% 2.80% 3.90%
3.2 Definición de los Escenarios de Generación (2013-2018)
Los escenarios de generación que se presentan a continuación son evaluados para las siguientes
dos opciones:
Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante:
Se asume una capacidad termoeléctrica constante debido a tres factores:
- No se incorpore generación termoeléctrica relevante, para el período (2013-2018), por
retraso en los proyectos.
- Limitaciones en la red
- Indisponibilidad de Combustibles
Capacidad Instalada Termoeléctrica con una tasa de Crecimiento de 2.7% anual:
Se asume una tasa de crecimiento de 2,7% anual, equivalente a 1000 (Mw) debido a:
52
- Esta tasa de crecimiento elegida es acorde al crecimiento termoeléctrico de los últimos
12 años.
Además se asume que la nueva tecnología que se va a integrar al país, es del tipo
termoeléctricas a gas, como se pudo observar en la tabla 1.7.
3.2.1 Escenario 1 de Generación:
Alcance
Incorporación de las represas Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015 al SEN. De acuerdo, a la
empresa estatal CORPOELEC dichos proyectos agregan al sistema eléctrico 2660 Mw y una
energía promedio anual de 15600 Gwh. En la tabla 3.7 se encuentra la energía promedio anual
para cada una de las represas.
Tabla 3.7 Energía Promedio Anual de Tocoma y Fabricio Ojeda
Represa Capacidad Instalada Energía Promedio Anual
Tocoma 2160 Mw 12100 Gwh
Fabricio Ojeda 500 Mw 3500 Gwh
Total 2660 Mw 15600 Gwh
Sensibilidad
La puesta en marcha de la central hidroeléctrica Tocoma, depende directamente de la
culminación del proyecto de compensación de las líneas de 765 Kv, por la empresa argentina
IMPSA. La culminación de este proyecto está prevista para noviembre del 2014, por lo tanto, de
atrasarse el proyecto de transmisión inmediatamente se pospone la puesta en marcha de Tocoma.
53
3.2.1.1 Descripción Anual del Escenario 1
3.2.1.1.1 Capacidad Termoeléctrica Constante
En la tabla 3.8 y figura 3.16 se hace una descripción anual del escenario previsto.
Tabla 3.8 Escenario 1 de Generación con Capacidad Termoeléctrica Constante
Año Escenario 1 (Gwh)
2012 127609
2013 127609
2014 127609
2015 143209
2016 143209
2017 143209
2018 143209
Figura 3.16 Balance de energía con capacidad termoeléctrica constante para el período 2013-2018
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Hidroeléctrica Firme (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh)
Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)
54
3.2.1.1.2 Capacidad Termoeléctrica con Tasa de Crecimiento de 2.7% Anual
La energía promedio anual esperada es de 7000 Gwh. En la tabla 3.9 y figura 3.17 se hace una
descripción anual del escenario previsto.
Tabla 3.9 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual
Año Escenario 1 (Gwh)
2012 127609
2013 134609
2014 141609
2015 164209
2016 171209
2017 178209
2018 185209
Figura 3.17 Balance de Energía con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual (2013-2018)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Hidroeléctrica Firme (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh)
Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)
55
3.2.1.1.2.1 Déficit de Gas para un Crecimiento Termoeléctrico de 2.7%
Se asume que se integrará una energía promedio anual de 7000 Gwh al SEN, mediante el
consumo de diesel. Por lo tanto la producción de energía anual con diesel se observa en la tabla
3.10
Tabla 3.10 Estimación de Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018)
Año Producción Diesel (Gwh) Producción Diesel (BEP)
2013 23623 14636810.8
2014 30623 18974010.8
2015 37623 23311210.8
2016 44623 27648410.8
2017 51623 31985610.8
2018 58623 36322810.8
Posteriormente, se utiliza la expresión (2), obteniendo así el consumo de diesel en los próximos
años, que se presenta en la tabla 3.11.
Tabla 3.11 Déficit de Gas Diario (2013-2018)
Año Consumo de Combustible (BEP) Combustible (MMPC Gas) Déficit Diario Gas (MMPCD)
2013 36592027 216520.5126 593.2068837
2014 47435027 280680.17 768.9867672
2015 58278027 344839.8275 944.7666506
2016 69121027 408999.4849 1120.546534
2017 79964027 473159.1424 1296.326417
2018 90807027 537318.7998 1472.106301
3.2.2 Escenario 2:
Alcance
El escenario consiste en la rehabilitación de las plantas termoeléctricas de gas a nivel nacional.
Se pretende transformar las plantas de ciclo abierto a ciclo combinado, con la finalidad de
generar mayor energía utilizando la misma cantidad de combustible.
56
Además, se considera la finalización de los proyectos del escenario 1 es decir la puesta en
marcha de Tocoma y Fabricio Ojeda en el 2015.
El potencial de rehabilitación nacional es de 1965 Mw. Sin embargo, las plantas con mayor
potencial de transformación son las expresadas a continuación en la siguiente tabla:
Tabla 3.12 Potencial de rehabilitación Escenario 2
Plantas a Gas Ubicación Instalada
(Mw)
CIPR
(Mw)
Disp
Agua
Gasoducto
Josefa Camejo Falcón 450 675 SI SI
José María Espana Miranda 450 675 No Si
Luisa Cáceres Nueva
Esparta
367.2 550.8 Si Si*
Alberto Lovera Anzoátegui 300 450 SI Si
Pedro Camejo Carabobo 300 450 No SI
Planta Táchira Táchira 247.4 371.1 No Si
Rafael Urdaneta Zulia 236.7 355.05 Si Si
Alfredo Salazar Anzoátegui 210 315 No Si
TOTAL 2561.3 3841.95
Como se observa en la tabla 3.12 la transformación de estas plantas de ciclo abierto a ciclo
combinado, incorporan al SEN 1280 Mw, utilizando la misma infraestructura y cantidad de
combustible.
La clasificación de estas plantas considero los siguientes aspectos:
- Mayor Capacidad Instalada
- Ubicación de gasoductos actuales y próximos
- Disponibilidad de agua, en las cercanías de las plantas
Con los proyectos estipulados por la estatal PDVSA, es posible saber la disponibilidad de
gasoductos actuales y próximos en el territorio nacional. Es importante saber cuáles plantas se
encuentran cercas de gasoductos ya instalados o próximos a instalar, con la finalidad de
alimentarlas con gas natural en un futuro.
57
La disponibilidad de agua, se toma en cuenta ya que reduce los costos de reestructuración, dado
que se eliminan sistemas de refrigeración sofisticados que encarecen la transformación de las
plantas. Por lo tanto, es necesario que las plantas elegidas tengan acceso directo o cercano a una
fuente de agua ilimitada.
Luego, de seleccionar las plantas con mayor capacidad de rehabilitación, se dividió las mismas
en 2 grupos, los cuales se describen en la tabla 3.13 que se expresa a continuación:
.
Tabla 3.13 Grupos de Rehabilitación
Grupo 1 Grupo 2
Josefa Camejo Pedro Camejo
José María España Planta Táchira
Luisa Cáceres* Rafael Urdaneta
Alberto Lovera Alfredo Salazar
* Luisa Cáceres de Arismendi, actualmente no posee gasoducto sin embargo, PDVSA está ejecutando el proyecto
SINORGAS el cual consiste en hacer un gasoducto desde Cúmana hasta Margarita, que entrará en vigencia en el
2015 para alimentar con gas a las plantas termoeléctricas aledañas.
El plan de rehabilitación nacional, implica la puesta en marcha de transformar ocho plantas
termoeléctricas, a ciclo combinado. Aprovechando que ya existe la infraestructura y sólo se
tendrá que agregar el modular para el ciclo de vapor.
El Modular de Ciclo de Vapor consiste en:
- Desviador hidráulico
- Elevación de las chimeneas de ciclo simple.
- Caldera de recuperación de calor.
- Chimeneas de Ciclo Combinado.
- Turbina de Vapor.
- Generador.
- Aerocondensadores. (Depende de la localización de la planta)
- Bombas y tanques de condensación.
- Planta de desmineralización de agua.
58
Al agregar los modulares de vapor en las plantas, la capacidad de transmisión de las mismas
debe ampliarse. Sin embargo, en el estudio económico que se presenta más adelante no se toma
en cuenta la instalación de nuevas líneas de transmisión.
El período promedio para pasar una planta de ciclo abierto a ciclo combinado es de 20 meses
por lo tanto, la transformación planteada se divide en 2 etapas:
Etapa 1
Rehabilitación de Grupo 1
Inicia 2014 y finaliza 2016
Etapa 2
Rehabilitación de Grupo 2
Inicia 2015 y finaliza 2017
Para el 2017 se incorporarían al SEN 784 Mw
Tabla 3.14 Potencial de Rehabilitación Grupo 1
Grupo 1 Capacidad Instalada(Mw) Rehabilitación (Mw)
Josefa Camejo 450 225
José María España 450 225
Luisa Cáceres 367.2 183.6
Alberto Lovera 300 150
Total 1567.2 783.6
Para el 2018 se incorporarían al SEN 498 Mw
Tabla 3.15 Potencial de Rehabilitación Grupo 2
Grupo 2 Capacidad Instalada(Mw) Rehabilitación (Mw)
Pedro Camejo 300 150
Planta Táchira 247.4 123
Rafael Urdaneta 236.7 118
Alfredo Salazar 210 105
Total 994.1 496
59
3.2.2.1 Descripción Anual del Escenario 2
3.2.2.1.1 Capacidad Termoeléctrica Constante
En la tabla 3.16 y figura 3.17 se hace una descripción anual del escenario previsto.
Tabla 3.16 Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante
Año Escenario 2 (Gwh)
2013 127609
2014 127609
2015 143209
2016 143209
2017 148696.2
2018 152172.16
Figura 3.17 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante (2013-2018)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Hidroeléctrica Firme (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh)
Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)
60
3.2.2.1.2 Capacidad Termoeléctrica Con Tasa De Crecimiento De 2.7% Anual
En la tabla 3.17 y figura 3.18 se hace una descripción anual del escenario previsto.
Tabla 3.17 Escenario 2 con Crecimento de 2,7% Anual
Año Escenario 2 (Gwh)
2013 134609
2014 141609
2015 164209
2016 171209
2017 183700
2018 194183
Figura 3.18 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante (2013-2018)
0
50000
100000
150000
200000
250000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Hidroeléctrica Firme (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh)
Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)
61
3.2.2.1.2.1 Déficit De Gas Para Un Crecimiento Termoeléctrico De 2.7%
Se asume que se integrará una energía promedio anual de 7000 Gwh para el período (2013-
2018), mediante el consumo de diesel. Con la entrada de las ochos plantas en ciclo combinado
este número se reduce. En la tabla 3.18 se observa la producción de energía con diesel.
Tabla 3,18 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018)
Año Producción Diesel (Gwh) Producción Diesel (BEP)
2013 23623 14636810.8
2014 30623 18974010.8
2015 37623 23311210.8
2016 44623 27648410.8
2017 46131.6 28583139.36
2018 50668.3 31394078.68
Utilizando, la expresión (2) se obtiene el consumo de diesel anual que se muestra en la tabla 3.19
Tabla 3.19 Déficit de Gas con la Aplicación de C.C (2013-2018)
Año Consumo de Combustible (BEP) Combustible (MMPC Gas) Déficit Diario Gas (MMPCD)
2013 36592027 216520.5126 593.2068837
2014 47435027 280680.17 768.9867672
2015 58278027 344839.8275 944.7666506
2016 69121027 408999.4849 1120.546534
2017 71457848.4 422826.8077 1158.42961
2018 78485196.7 464408.6817 1272.352552
Como se puede observar, la aplicación del ciclo combinado en las ocho plantas nacionales,
reduce el déficit de gas para el 2018 en 200 (MMPCD).
62
3.2.2.2 Impacto de la Aplicación de Ciclo Combinado
La integración de las plantas de ciclo combinado al SEN, produce un ahorro de 18.66 MMbbl
anuales de petróleo.
Tabla 3.20 Ahorro en Combustible por la Aplicación C.C
Incorporación Consumo 10^3 Lts diesel Consumo MMBEP Consumo MMbbl
Grupo 1 1815660.277 11.43781461 11.42068359
Grupo 2 1151800.651 7.255807977 7.244940566
Ahorro 18.69362259 18.66562415
3.2.2.3 Evaluación Económica del Escenario 2
La utilización de los gases de escape de las turbinas de gas de las plantas para la producción de
energía suministra un ahorro de 1866 MM(US$) al año. El ahorro se determina con base al costo
de utilizar el combustible líquido para producir esta misma energía en plantas de ciclo simple.
Implementar la rehabilitación y transformarlas a c.c permite el ahorro de un total de 18.6
MM(bbl) de petróleo.
3.2.2.3.1 Metodología de Evaluación
La evaluación económica consistirá en la determinación del Valor Actual Neto (VAN), Tasa
Interna de Retorno (TIR) y Pay Back Time (PBT).
Se pretende determinar:
- Ahorro en combustible líquido (US$/Año), suponiendo el despacho constante durante
(8760h/año )
- Valor Presente Neto de la Inversión (US$)
- Tasa Interna de Retorno (%)
- Período de Reembolso de la Inversión (años y meses)
63
3.2.2.3.2 Criterios Para El Análisis Económico
Se utilizará un tiempo de proyecto de 20 años, con inicio en el año 2014 y finalización en el
2034, una tasa de descuento de 9%. El combustible líquido liberado, podrá ser colocado en el
mercado internacional, en este caso el costo de oportunidad de combustible líquido se ha
establecido en 100(US$) y 90 (US$) como margen de estimación para el costo del barril del
petróleo en los próximos años.
Debido al cambio de tecnología de ciclo simple a ciclo combinado, se puede asumir un factor
de carga de 0.8, debido a que el factor de disponibilidad de las máquinas aumenta y esto
repercute directamente en la elevación del Fc.
3.2.2.3.3 Resultados De La Evaluación Económica
Ingresos del Proyecto
La utilización de los gases de escape de las turbinas de gas, para la producción de energía
permite ahorrar la cantidad de 1866 MM(US$) al año. El ahorro es fijo y se determina con base al
costo evitado por el consumo de combustible total. El consumo anual de bbl de petróleo es
aproximadamente igual a 18.6 MM(bbl). Este combustible líquido liberado puede ser colocado en
el mercado internacional, en este caso la evaluación económica considera el costo del barril del
petróleo en 100 (US$) y 90 (US$), como valores estimados de venta para los próximos años.
Los ingresos por venta de energía eléctrica se estimaron considerando una tarifa de 0.02
(US$/Kwh) para el período 2013-2018. El costo de la inversión es referencial, basado en la
estimación de costos de generación eléctrica por tecnología hecha por la EIA (2011). Lo que
indica que, para un ciclo combinado convencional, la inversión es de 978 (US$/Kwh) por lo
tanto, la inversión requerida es de 1262 MM(US$). A continuación en la tabla 3.21 se hace un
desglose de los cálculos requeridos:
64
Tabla 3.21 Inversión inicial para cada Grupo de Rehabilitación
Grupos Mw Rehabilitados Io (MMUS$)
Grupo 1 783.6 766,3
Grupo 2 497.05 486,1
Los ingresos estimados por concepto de electricidad y costo de combustible se muestran
a continuación en la tabla 3.22 3.23 y 3.24 respectivamente:
Tabla 3.22 Ingresos por Venta de Electricidad
Período
Años
Ingreso
Grupo
Producción
(Kwh/Año)
Tarifa
(US$/Kwh)
Electricidad Vendida
(MMUS$/Año)
2017 1 16.474.406.000 0.02 329.4
2018 2 26.924.385.000 0.02 538.4
2019 (1,2) 26.924.385.000 0.02 538.4
2020 (1,2) 26.924.385.000 0.02 538.4
Tabla 3.23 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 100US$)
Período
Años
Ingreso
Grupo
Consumo
(BEP)
Consumo
(bbl)
Tarifa
(US$/barril)
Costo Combustible
(US$/ Año)
2017 1 11.437.814.61 11.420.683.00 100 1.142.068.300,00
2018 2 18.693.622.59 18.665.623.00 100 1.866.562.300,00
2019 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 100 2.378.904.400,00
2020 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 100 2.378.904.400,00
Tabla 3.24 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 90US$)
Período
Años
Ingreso
Grupo
Consumo
(BEP)
Consumo
(bbl)
Tarifa
(US$/barril)
Costo Combustible
(US$/ Año)
2017 1 11.437.814.61 11.420.683.00 90 1.027.86.,470,00
2018 2 18.693.622.59 18.665.623.00 90 1.679.906.070,00
2019 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 90 2.141.013.960,00
2020 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 90 2.141.013.960,00
65
Egresos del Proyecto
Se consideró los costos de operación y mantenimiento (O&M). El precio es un valor
referencial, obtenido de la estimación de costos de (O&M) de la EIA para un ciclo combinado
convencional. El costo fijo de O&M es de 1.9 ($/Mwh) y el costo variable es de (48$/Mwh). A
continuación se presenta los costos estimados para cada grupo de generación:
Tabla 3.25 Costos Estimados por Operación y Mantenimiento
Período
Años
Grupo Capacidad
Instalada (Mw)
Costo Fijo
(US$/Mwh)
Costo
Variable
(US$/Mwh)
Costo O&M
(MMUS$/Ano)
2017 1 2350.8 1.9 48 822,07
2018 2 3841.95 1.9 48 1.343,5
2019 (1,2) 3841.95 1.9 48 1.343,5
2020 (1,2) 3841.95 1.9 48 1.343,5
Valor Actual Neto, Tasa Interna de Retorno y Período de Reembolso
Los resultados se resumen en las siguientes tablas, para un barril de petróleo estimado en
100(US$) y 90 (US$) respectivamente.
Tabla 3.26 VPN, TIR Y PBT para barril en 100 (US$)
VAN(MMU$) 4608.7
TIR 17%
PBT (Años) 3
Tabla 3.27 VPN, TIR Y PBT para barril en 90 (US$)
VAN(MMU$) 4346.8
TIR 16%
PBT (Años) 4
Como se puede observar para ambos casos, el VAN reporta una cifra positiva un TIR > 9% y
un período de reembolso promedio de 3.5 años. Tales resultados, indican que la opción evaluada
es rentable.
66
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Al contrastar las proyecciones de demanda de energía con el escenario 1 de generación se
obtienen los siguientes resultados para el período (2013-2018)
4.1 Escenario 1 con Capacidad Termoeléctrica Constante (TC)
Figura 3.19: Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN
Tabla 3.28 Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 127609 134213 6604
2014 127609 138523 10914
2015 143209 143222 13
2016 143209 147825 4616
2017 143209 152753 9544
2018 143209 158007 14798
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Escenario Bajo PDSEN
Escenario 1
67
Figura 3.19: Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN
Tabla 3.29 Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 127609 156858 29249
2014 127609 163578 35969
2015 143209 171195 27986
2016 143209 178344 35135
2017 143209 186103 42894
2018 143209 194414 51205
0
50000
100000
150000
200000
250000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Escenario Alto PDSEN
Escenario 1
68
Figura 3.20: Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda
Tabla 3.30 Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 127609 145165 17556
2014 127609 149989 22380
2015 143609 153596 9987
2016 143209 159269 16060
2017 143209 164465 21256
2018 143209 170023 26814
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Escenario Ideal
Escenario 1
69
Figura 3.21: Escenario 1 TC vs. Escenario Real
Tabla 3.31 Escenario 1 TC vs. Escenario Real
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 127609 133533 5924
2014 127609 137369 9760
2015 143209 141461 0
2016 143209 145329 2120
2017 143209 148466 5257
2018 143209 151309 8100
Como se puede observar, a pesar de la entrada de los 2 complejos hidroeléctricos en el 2015,
las proyecciones de generación de energía no son suficientes para satisfacer la demanda en
ninguno de los modelos de demanda de energía planteados.
125000
130000
135000
140000
145000
150000
155000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Escenario Real
Escenario 1
70
4.2 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual
Figura 3.22 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen
Tabla 3.32 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 134213 0
2014 141609 138523 0
2015 164209 143222 0
2016 171209 147825 0
2017 178209 152753 0
2018 185209 158007 0
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Escenario Bajo PDSEN
Escenario 1
71
Figura 3.23 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen
Tabla 3.33 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 156858 22249
2014 141609 163578 21969
2015 164209 171195 6986
2016 171209 178344 7135
2017 178209 186103 7894
2018 185209 194414 9205
0
50000
100000
150000
200000
250000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Escenario Alto PDSEN
Escenario 1
72
Figura 3.24 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal de Demanda
Tabla 3.34 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 145165.599 10556.59896
2014 141609 149989.7687 8380.768712
2015 164209 153596.6057 0
2016 171209 159269.0894 0
2017 178209 164465.1821 0
2018 185209 170023.8642 0
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Escenario Ideal
Escenario 1
73
Figura 3.25 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real de Demanda
Tabla 3.35 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real
Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 133533.6577 0
2014 141609 137369.6254 0
2015 164209 141461.9426 0
2016 171209 145329.3717 0
2017 178209 148466.7813 0
2018 185209 151309.1871 0
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Escenario Real
Escenario 1
74
4.3 Escenario 2 con Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante
Figura 3.26: Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN
Tabla 3.36 Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN
Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh)
2013 127609 134213 6604
2014 127609 138523 10914
2015 143209 143222 13
2016 143209 147825 4616
2017 148696.2 152753 4056.8
2018 152172.16 158007 5834.84
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Año
Escenario Bajo PDSEN
Escenario 2
75
Figura 3.27: Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN
Tabla 3.37 Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN
Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh)
2013 127609 156858 29249
2014 127609 163578 35969
2015 143209 171195 27986
2016 143209 178344 35135
2017 148696.2 186103 37406.8
2018 152172.16 194414 42241.84
0
50000
100000
150000
200000
250000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Año
Escenario Alto PDSEN
Escenario 2
76
Figura 3.28: Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda
Tabla 3.38 Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda
Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh)
2013 127609 145165.599 17556.59896
2014 127609 149989.7687 22380.76871
2015 143209 153596.6057 10387.60565
2016 143209 159269.0894 16060.0894
2017 148696.2 164465.1821 15768.98212
2018 152172.16 170023.8642 17851.70416
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Año
Escenario Ideal
Escenario 2
77
Figura 3.29: Escenario 2 TC vs. Escenario Real de Demanda
Tabla 3.39 Escenario 2 vs. Escenario Real
Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh)
2013 127609 133533.6577 5924.657692
2014 127609 137369.6254 9760.625444
2015 143209 141461.9426 0
2016 143209 145329.3717 2120.371731
2017 148696.2 148466.7813 0
2018 152172.16 151309.1871 0
Para un crecimiento del 2.8% anual de demanda, esta medida resuelve el déficit energético a
partir del año 2017.
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Año
Escenario Real
Escenario 2
78
4.4 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual
Figura 3.30: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen
Tabla 3.40 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen
Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 134213 0
2014 141609 138523 0
2015 164209 143222 0
2016 171209 147825 0
2017 183700 152753 0
2018 194183 158007 0
0
50000
100000
150000
200000
250000
2010 2012 2014 2016 2018 2020
Gw
h
Año
Escenario Bajo PDSEN
Escenario 2
79
Figura 3.31: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen
Tabla 3.41 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen
Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 156858 22249
2014 141609 163578 21969
2015 164209 171195 6986
2016 171209 178344 7135
2017 183700 186103 2403
2018 194183 194414 231
0
50000
100000
150000
200000
250000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Año
Escenario Alto PDSEN
Escenario 2
80
Figura 3.32: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de Demanda
Tabla 3.42: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de Demanda
Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 145165.599 10556.59896
2014 141609 149989.7687 8380.768712
2015 164209 153596.6057 0
2016 171209 159269.0894 0
2017 183700 164465.1821 0
2018 194183 170023.8642 0
0
50000
100000
150000
200000
250000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Año
Escenario Ideal
Escenario 2
81
Figura 3.33: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de Demanda
Tabla 3.43: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de Demanda
Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh)
2013 134609 133533.6577 0
2014 141609 137369.6254 0
2015 164209 141461.9426 0
2016 171209 145329.3717 0
2017 183700 148466.7813 0
2018 194183 151309.1871 0
0
50000
100000
150000
200000
250000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Gw
h
Año
Escenario Real
Escenario 2
82
CONCLUSIONES
El déficit de gas en Venezuela se debe a que la producción del mismo se ha mantenido igual en
los últimos 5 años. La mitad de la producción es utilizada por el sector petrolero y sólo el 7.7%
del total de la producción es utilizado por el sector eléctrico.
Para el año 2012 el déficit de gas se colocó en 538.6 (MMPCD) y las proyecciones indican que
este déficit seguirá aumentando. Los nuevos bloques de generación estipulados por Corpoelec,
indican el desarrollo de numerosas plantas termoeléctricas en el país, lo que indica que la
demanda de gas en el sector eléctrico seguirá creciendo.
Si se asume un crecimiento anual en generación de 1000 Mw, se puede determinar que el déficit
de gas para el año 2018 se ubica en 1472,1 (MMPCD) a ciclo abierto. Lo que indica la necesidad
de desarrollar la industria del gas en el país. Sin embargo, en este estudio se pudo demostrar el
impacto de transformar varias plantas de ciclo abierto a c.c, ya que la medida reduce el déficit
de gas a 1272.3 (MMPCD). Lo que proporciona un ahorro anual de 73000 (MMPCD) de gas.
El beneficio de disminuir, el déficit de gas en el país, es que se libera combustible líquido diesel,
el cual se podría colocar en el mercado internacional generando mayores ingresos para el mismo.
Adicionalmente, en esta investigación se determinó la energía no servida en los próximos años,
basados en distintos escenarios de demanda. Los cuales son:
- Escenario 1: Escenario Bajo expuesto en el Pdsen (2005-2024).
- Escenario 2: Escenario Alto expuesto en el Pdsen (2005-2024).
- Escenario 3: Escenario Real basado en el método de tendencia cronológica con datos
(2000-2012).
- Escenario 4: Escenario Ideal, basado en el método de tendencia cronológica con datos
(2000-2009).
La primera parte, se enfocó en determinar la energía no servida asumiendo una capacidad
instalada termoeléctrica constante causado por limitaciones en la red o desabastecimiento de
combustibles. Para este escenario se pudo verificar:
83
- Con la entrada de los complejos hidroeléctricos de Tocoma y Fabricio Ojeda en el año
2015, no es posible satisfacer ninguna de las curvas de demanda para el período
(2013-2018).
- Si se cierran los ciclos de ciertas plantas termoeléctricas el perfil mejora, más no es
suficiente para satisfacer la demanda esperada en los próximos años. Sólo para un
crecimiento de demanda moderado del 2.8% este escenario satisface los
requerimientos a partir del año 2017.
Por lo tanto, los resultados obtenidos indican la necesidad de resolver lo más rápido posible las
limitaciones de la red, el abastecimiento de combustible y la entrega de proyectos previstos a
tiempo.
En la segunda parte, se consideró la premisa de un crecimiento interanual del 2.7% equivalente a
1000 Mw por año. Esta tasa se eligió acorde al crecimiento termoeléctrico que ha tenido el país
en los últimos doce años. Los resultados obtenidos para este escenario fueron los siguientes:
- Con la entrada de Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015, es posible satisfacer los
requerimientos de demanda de los escenarios: bajo Pdsen, real e ideal.
- Con la transformación de plantas de ciclo abierto a ciclo combinado el perfil mejora
considerablemente satisfaciendo los escenarios: bajo Pdsen, alto Pdsen, real e ideal.
Finalmente, se pudo demostrar la factibilidad económica de cerrar los ciclos en varias plantas
nacionales, arrojando un ahorro anual de 1866 (MMUS$), debido al combustible líquido que se
liberaría y se vendería en otros mercados.
84
RECOMENDACIONES
Diversificar la matriz energética del país
Para atender la demanda prevista en los próximos años es necesaria la producción de energía
con el uso de combustibles alternos como el coque y la orimulsión de los cuales se dispone en
grandes cantidades en el país.
Además, son productos directos que se obtienen de la explotación petrolera de la FPO, por
lo tanto se debería buscar las implementaciones tecnológicas que involucren integrar este tipo
de combustibles en el sector eléctrico. Lo cual permite que disminuya el consumo de diesel y
fuel oil a nivel nacional.
Acelerar las fechas de entrega de los proyectos previstos por CORPOELEC y optimizar
las futuras inversiones. La mayoría de los proyectos llevan atrasados en promedio 3 años.
De no ser así, los márgenes de energía no servida se prolongarán con el tiempo.
Disminuir el consumo eléctrico promocionando políticas públicas en el sector residencial,
industrial y comercial.
85
BIBLIOGRAFÍA
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86
ANEXO A
Regenaración
Recalentamiento
Enfriamiento
87
ANEXO B
TABLA DE KG DE CO2 POR UNIDAD DE ENERGÍA GENERADA PARA DISTINTAS
TECNOLOGIAS
88
ANEXO C
TABLA DE COSTO DE LA ENERGÍA POR TECNOLOGÍA EMPLEADA
U.S. average levelized costs (2011 $/megawatthour) for plants
entering service in 2018
Plant type
Capacity
factor
(%)
Levelized
capital
cost Fixed
O&M
Variable
O&M
(including
fuel) Transmission
investment
Total
system
levelized
cost
Dispatchable Technologies
Conventional
Coal
85 65.7 4.1 29.2 1.2 100.1
Advanced Coal 85 84.4 6.8 30.7 1.2 123.0
Advanced Coal
with CCS
85 88.4 8.8 37.2 1.2 135.5
Natural Gas-fired
Conventional
Combined
Cycle
87 15.8 1.7 48.4 1.2 67.1
Advanced
Combined
Cycle
87 17.4 2.0 45.0 1.2 65.6
Advanced
CC with
CCS
87 34.0 4.1 54.1 1.2 93.4
Conventional
Combustion
Turbine
30 44.2 2.7 80.0 3.4 130.3
Advanced
Combustion
Turbine
30 30.4 2.6 68.2 3.4 104.6
Non-Dispatchable Technologies
Wind 34 70.3 13.1 0.0 3.2 86.6
Wind-Offshore 37 193.4 22.4 0.0 5.7 221.5
89
U.S. average levelized costs (2011 $/megawatthour) for plants
entering service in 2018
Plant type
Capacity
factor
(%)
Levelized
capital
cost Fixed
O&M
Variable
O&M
(including
fuel) Transmission
investment
Total
system
levelized
cost
Solar PV1 25 130.4 9.9 0.0 4.0 144.3
Solar Thermal 20 214.2 41.4 0.0 5.9 261.5
Hydro2 52 78.1 4.1 6.1 2.0 90.3
1Costs are expressed in terms of net AC power available to the grid for the installed capacity.
2As modeled, hydro is assumed to have seasonal storage so that it can be dispatched within a season,
but overall operation is limited by resources available by site and season.
Note: These results do not include targeted tax credits such as the production or investment tax credit
available for some technologies, which could significantly affect the levelized cost estimate. For
example,new solar thermal and PV plants are eligible to receive a 30 percent investment tax credit on
capital expenditures if placed in service before the end of 2016, and 10 percent thereafter. New wind,
geothermal, biomass, hydroelectric, and landfill gas plants are eligible to receive either: (1) a $22 per
MWh ($11 per MWh for technologies other than wind, geothermal and closed-loop biomass)
inflation-adjusted production tax credit over the plant's first ten years of service or (2) a 30 percent
investment tax credit, if placed in service before the end of 2013, or (2012, for wind only).
Source: U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2013, December 2012,
DOE/EIA-0383(2012).
Table 1. Estimated levelized cost of new generation resources, 2018
90
ANEXO D
Fuente: OLADE
91
ANEXO E
92
ANEXO F
93
ANEXO G
Plantas de Generación Turbogas Ubicación Combustible Unidades
Instalada (Mw)
Rehabilitada (Mw)
Josefa Camejo Falcón Gas/Gasoil 3 450 675 José María Espana Miranda Gas/Gasoil 5 450 675
Luisa Cáceres Nueva
Esparta Gasoil 13 367.2 550.8 Barcazas(JosefaRufina y
Margarita) Vargas Gas/Gasoil 2 340 0 Alberto Lovera Anzoátegui Gas/Gasoil 2 300 450 Pedro Camejo Carabobo Gas 2 300 450 Planta Táchira Táchira Gas/Gasoil 10 247.4 371.1
Rafael Urdaneta Zulia Gas/Gasoil 9 236.7 355.05 Alfredo Salazar Anzoátegui Gas 3 210 315
Punto Fijo Falcón Gas/Gasoil 8 199 298.5 La Raisa Miranda Gas/Gasoil 3 180 270 Guanta Anzoátegui Gas 2 174 261
Termobarrancas II Barinas Gas 1 150 225 Planta del Este Carabobo Gas 8 141.2 211.8
Picure Vargas Gas/Gasoil 4 134 201 Enelbar Lara Gas/Gasoil 7 130 195
Argimiro Gabaldon Lara Gas/Gasoil 3 120 180 Antonio Nicolás Briceno Zulia Gas/Gasoil 1 104 0
Planta Coro Falcón Gasoil 6 101.3 151.95 Casigua Zulia Gas/Gasoil 3 61.6 92.4
Planta Castillito Carabobo Gas 3 60.7 90.7 San Fernando Apure Gasoil 3 60 90
Planta Guarenas Miranda Gas/Gasoil 2 60 90 Planta El Vígia Mérida Gas/Gasoil 2 50 75 Petromonagas Monagas Gas 2 50 75
La Mariposa Miranda Gas/Gasoil 1 45 67.5 Petrosinovensa Monagas Gas 4 44 66
San Lorenzo Zulia Gas 2 40 60 Turboven Aragua Gas 2 40 60
Santa Bárbara del Zulia Zulia Gasoil 2 36 54 Dabajuro Falcón Gasoil 1 20 30 Jusepín Monagas Gas 1 20 30
Santa Bárbara (PDVSA) Monagas Gas 1 20 30 Total (Mw)
4952.1 6761.8