En anteriores documentos de análisis, en referencia a la reconstrucción del Sector Eléctrico Nacional (SEN), se expuso el alcance de la propuesta – entregada el pasado año – relacionada con un Programa de Inversiones de Mantenimiento y Reconstrucción de Infraestructura a ser desarrollado en Plantas Termoeléctricas de CORPOELEC, en las cuales se encuentran emplazadas unidades turbogeneradoras a gas. Este Programa sería desarrollado en 4 fases claramente diferenciadas y de cumplirse las metas establecidas para finalizar las FASES 01, 02, 03 y 04 durante un plazo proyectado, no mayor a 180 semanas – aunque de ser ejecutada la FASE 04 en “condición concurrente” se podría reducir el plazo a 120 semanas –, se podrían satisfacer expectativas de recuperar 53 Plantas y mejorar “confiabilidad de suministro” del servicio de energía eléctrica, en zonas de “alto consumo” en dónde se encuentran instalados:
a- el mayor número de los “nuevos grupos” de Turbinas de Gas, adquiridos en los últimos 10 años para el SEN – entre CORPOELEC y PDVSA –;
b- lasTurbinas de Gas puestas en operación entre finales de los años 70 y los 80; y
c- las unidades turbogas más potentes instaladas a partir de los años 90.
Estas unidades turbogas, sugeridas en la Propuesta del Plan de Intervención, se corresponden con: 40 unidades Clase TG 150 MWe, 1 de la Clase TG 100 MWe, 14 de la Clase TG 80 MWe, 31 de la Clase TG 40 MWe, 48 de la Clase TG 20 MWe y 20 de la Clase TG 10 MWe – “unidades móviles auto – transportables sobre ruedas” –, y alcanzarían un número de 153 turbogeneradores a gas – 78 % del total de 197 unidades instaladas –.
Este Plan permitiría recuperar una capacidad de generación a partir de unidades turbogeneradoras a gas, de 9.400 MWe a condiciones SITIO – 7.500 MWe a 80% de FACTOR de CARGA –.
… consumos de combustibles
Colocar en operación a condiciones de “plena carga” – a 80% de Factor de Carga –, las 153 unidades turbogeneradoras a gas contempladas en el Plan de Intervención de Plantas propuesto, requiere identificar alcance y proyección de Consumos de Combustibles (a) Líquido (Gas – Oil) y (b) Gaseoso (Gas Natural o Metano), de acuerdo a los siguientes objetivos:
1- que las Plantas con turbogeneradores a gas ubicadas en la Región Centro, la Región Oriental y parte de la Región Sur – Puerto Ordaz –, cuyo emplazamiento se ubica en las regiones que disponen de la red de gasoductos más amplia del país, se debe identificar las medidas pertinentes para adecuar ramales de gasoductos y propiciar, el Consumo de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano); y
2- de acuerdo con la proyección del Consumo de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano), asociado a las Plantas con turbogeneradores a gas ubicadas en la Región Occidental – Zulia, Falcón, Lara – y las Regiones Andina y de Los Llanos – y en particular, la Sub – Región Ciudad de Maracaibo –, proceder a evaluar opciones de suministro alterno al Consumo de Combustible Líquido (Gas – Oil); tomando en consideración que las Sub – Regiones de la Costa Oriental y Sur del Lago de Maracaibo, al igual que la Región de Los Llanos y parte de la Región Sur, no disponen de red de gasoductos.
Es apropiado mencionar, que la proyección del Consumo de Combustible Líquido (Gas – Oil) requerido para generar 9.400 MWe a condiciones SITIO – 7.500 MWe al 80% de factor de carga – a partir de los 153 turbogeneradores a gas, alcanza un estimado de 566.000 BBLs/día de Gas – Oil – calculado a una operación del 80% del Factor de Carga –l; y como orden de magnitud comparativa, representa un número cercano a 2.000 gandolas/día, de 45.000 Litros.
Y en las condiciones presentes (a) de crisis petrolera por la que atraviesa el país, asociada no sólo a la producción de hidrocarburos sino a la (in)capacidad de refinación, aunado a (b) la situación del elevado precio del Gas – Oil en el mercado internacional, es prudente señalar:
… que destinar el mencionado volumen de Combustible Líquido (Gas – Oil) al consumo de los turbogeneradores a gas, demuestra la conveniencia y oportunidad de aprovechar los recursos de combustibles disponibles por la Nación y aplicando criterios para nivelar una conveniente “matriz energética”, que debería ser producto de la implementación de una Política Energética Integral, identificar las opciones más apropiadas de sustitución disponibles en el País, para reducir los consumos del Combustible Líquido (Gas – Oil) …
Ahora bien, la proyección de los requerimientos de Suministro de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano) aprovechando las redes de gasoductos existentes, proyecta un consumo de 2.700 MM Spie3/día y reduciría Suministro de Combustible Gas – Oil, en 470.000 BBLs/día.
Y es preciso indicar, que sólo sustituyendo Consumos de Combustible Líquido (Gas – Oil) en las Plantas Termoeléctricas ubicadas en las Regiones Central, Oriental y parte de Sur, permitiría disponer de una capacidad de generación a partir de unidades turbogeneradoras a gas de: 6.800 MWe a condiciones SITIO – 5.500 MWe al 80% de Factor de Carga –.
En las Regiones que se encuentran limitadas por la inexistencia de Gasoductos en Operación y requieren para operar de suministro de Combustible Líquido (Gas – Oil), como las Sub – Regiones de (a) Costas Oriental y Sur del Lago de Maracaibo – Sub – Región Andina –, y las Regiones de (b) Los Llanos y (c) Sur – Plantas de Fuerte Cayaurima, San Fernando de Apure y Puerto Ayacucho –, es preciso prever para la continuidad del servicio de suministro de energía eléctrica, consumos de Combustible Líquido (Gas – Oil), de 110.000 BBLs/día.
Adicionalmente, cómo medida prudente de “seguridad y estabilidad” del sistema eléctrico y satisfacer de servicio de energía eléctrica a “zonas críticas”, de ser aceptado proceder a recuperar Plantas Termoeléctricas de Generación Distribuida, que presentan una capacidad instalada de 750 MWe, es prudente señalar: que la proyección de consumos de Combustible Líquido (Gas – Oil), es de alrededor de 10.000 BBLs/día; adicionales a los mencionados.
Y será evidente que al final, tomando en cuenta la relación de operaciones que existirían bajo un “modelo de mercado abierto”, en el cual la “competencia productiva” y el soporte técnico operacional entre empresas productivas del Estado y empresas privadas del sector energético, adoptar de manera temprana, previsiones para acometer la implementación de una Política Energética Integral, a ser adelantada por el Estado, será: no de inevitable necesidad, sino un factor de “madurez nacional”.
… los combustibles del sector energético, son un asunto de Política Energética Integral.
José Luis García Martínez-Barruchi es Ingeniero Mecánico. MSc. Ingeniería Hidráulica y MSc. Ingeniería Mecánica