En el modelo económico capitalista existen dos factores que requieren de especial atención: (a) la optimización de procesos y (b) el equilibrio en las relaciones económicas, ya que éstos generan condiciones para que el sistema por medio de aplicar reajustes continuos, supere contradicciones, y los agentes económicos, con el conocimiento particular sobre el mercado en el cual interactúan y con la interpretación de la información sobre el desempeño de los competidores, procuren gestionar medidas que favorezcan la estabilidad de los mercados. Cualquier cambio repentino desequilibra a varios de los participantes, beneficiando a quién mejor optimizó procesos internos; o implementó una tecnología con características disruptivas. Aunque bajo esta situación, pueden surgir eventos de diferente signo orientados a la búsqueda de lo que se denomina, como “equilibrios variables”; cuándo varios competidores se asocian para nivelar sus capacidades de gestión, alcanzando al competidor generador del cambio.
Similar al “juego de las potencias” para ocupar áreas de interés estratégico y limitar la presencia de opositores: (a) EE.UU logra acuerdos con países del Sureste Asiático y el Pacífico para desequilibrar la presencia de China y (b) China a su vez, busca acuerdos con Rusia para desequilibrar en Eurasia la presencia de la “cultura de occidente”, determinada entre EE.UU y la Unión Europea; y últimamente, en regiones del Indico y del Golfo Pérsico.
En Venezuela, para superar la presente crisis social y económica que afecta a todos los niveles de vida de la población, con las fuertes carencias de servicios públicos, desempleo extendido y falta de trabajos dignos y bien remunerados – que promueven la expansión y mejora el desempeño de la “economía criminal” –, unido al caos sin pausa generado en la cotidianidad por el inmenso deterioro de la infraestructura operacional de la Nación, que todos los días sorprende con noticias características de situaciones en las que los “desastres industriales”: cuando no son ocasionados por desmantelamiento de instalaciones, son consecuencia del abandono o la impericia de operadores y por supuesto, de la mala gestión, el Estado Venezolano y los dirigentes políticos deben desechar cualquier idea manifiesta o sugerida a implementar por consultores y/o promotores de las “modas de gestión de las estructuras económicas globales” y entender la “cruda realidad”: (a) que cuándo se necesita reconstruir un país, desde su estructura social y política hasta la infraestructura de servicios y operativa de la Nación, (b) no sirven la aplicación de teorías sobre “equilibrios variables” u “optimización al interno de los mercados” o “juegos de geoestratégia”, (c) porque lo único que priva para salir de la grave situación, es la firme intención de reconstruir, no sólo la infraestructura sino el “andamiaje social” de la Nación … y mientras más rápido sea esto posible, mejor para todos.
… problema 01: conseguir fuentes de financiamiento …
Y el problema para el Estado Venezolano y los dirigentes políticos debería estar centrado en interpretar cómo contrastar, (a) las necesidades perentorias de superar la actual situación de caos social y anomia económica y (b) buscar soluciones para emprender los trabajos de reconstrucción de las infraestructuras de servicios y operacionales de la Nación; necesidades y soluciones que obligarán a “competir en la búsqueda de fuentes de financiamiento”, bajo unas condiciones en las cuales, ya un número importante de países se encuentra accionando acuerdos financieros con la banca multilateral para superar el impacto de la actual pandemia del COVID-19. Y es evidente, que de no disponer Venezuela de la suficiente credibilidad en sus gobernantes y claridad en sus instrumentos legales para asegurar, que los Procesos de Reforma Económica y apertura al capital privado no son sólo una “intención gubernamental”, será difícil lograr la consecución de fuentes de financiamiento en condiciones apropiadas; por la realidad que existirán – y ya existe – tanto indisponibilidad de recursos financieros, como países que compiten por esos recursos, que disponen de estructuras jurídicas y económicas con tradición de “mercados abiertos” y se encuentran, en mejores condiciones sociales, económicas y políticas, que Venezuela, para asumir deuda e implementar medidas de pago.
… problema 02: crecimiento o expansión de la demanda y desarrollo económico …
Esta situación de carácter incontrovertible, ocasionada por la identificada limitación de disponibilidad de recursos financieros a nivel global – y entre otras cosas, porque Venezuela no está ubicada en otro continente, sino en Sudamérica dónde no existe un gobierno regional que equilibre la asignación de recursos –, obliga a repensar las expectativas de reconstrucción del Sector Eléctrico Nacional (SEN) y posiblemente de todos los servicios, para ubicarse dentro de un análisis de “realidades objetivas” que permita proyectar, con cierta certeza, el crecimiento de la demanda – que podría ser más “paulatina” que lo previsto – y las necesidades asociadas de infraestructura para el suministro de servicios de energía eléctrica.
Carece de toda lógica pretender que los habitantes de éste país logren observar en el corto plazo un “crecimiento explosivo” de la demanda de cualquier servicio, porque sería aceptar que la recuperación económica podría ser tan acelerada, que permitirá a todas las industrias, comercios y hogares ubicados en el territorio nacional, disponer de servicios públicos confiables; cuando lo que hemos presenciado hasta el momento, es la “pelea” por acceder a los servicios y que en algunos casos, son inexistentes. Aquí no aplican ni “equilibrios variables” ni “optimización de mercados” y hay que entender que los procesos de reconstrucción son de “largo aliento” y en el caso del SEN, es de esperar: (a) recuperación de la demanda residencial, por la existente condición de “insatisfacción del servicio” y la obligación de mejorar condiciones de vida de la población y en igual medida, (b) recuperación de la demanda comercial, porque la “vida debe continuar”, pero (c) las necesidades del sector industrial, estarán asociadas a la reconstrucción de la infraestructura, actualmente desmantelada y/o con fuerte deterioro. La velocidad de desarrollo del SEN para satisfacer la demanda de energía eléctrica, está íntimamente unida a la recuperación de la industria de los hidrocarburos, las industrias básicas de Guayana y el sector petroquímico; y de todo el entramado industrial y de servicios del país.
En las previsiones establecidas en el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional expuestas en el documento PDSEN 2005-2024, se pronosticaba que para el año 2024, y por favor léase bien: para un “crecimiento bajo de la demanda” ubicado en 3%, la demanda de potencia eléctrica se ubicaría en 27.000 MWe; y esto, tomando en cuenta que la demanda máxima reportada en el año 2013 – último año con datos de entidades gubernamentales en éste país –, fue de 18.700 MWe. A la fecha actual, pretender imaginar que la demanda está ubicada alrededor de 10.000 MWe, podría situarse entre una “buena aproximación” o una necesidad de “amarrarse a una noticia esperanzadora”, porque como no hay datos publicados, cualquier información se contradice con la realidad; pero podría ser un valor inicial plausible.
En Octubre del año pasado, en el II Foro de Proyectos Hidroeléctricos realizado por la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat (ANIH), el equipo de expositores tuvimos la oportunidad de mostrar cuales eran las oportunidades del SEN: (a) concluyendo obras en ejecución de los Proyectos del Bajo Caroní (Tocoma) y Uribante – Caparo y (b) recuperando proyectos iniciados en la década de 1980 para satisfacer los pronósticos de la “curva de crecimiento de la demanda”, y también evaluar – por medio de un “análisis de brecha” –, cuáles podrían ser las expectativas de requerimientos de potencia eléctrica, para recuperar al menos la demanda máxima reportada en el año 2013 – de 18.700 MWe – y tratar de identificar: EN QUÉ AÑO SE PODRÍA ALCANZAR la “curva de crecimiento bajo de la demanda” ubicada en 3%; y con la cual se esperaba satisfacer la demanda de potencia eléctrica de 27.000 MWe, del 2024. Ahora bien, es preciso recordar que en los momentos actuales del inicio de la década del 2020, si la demanda hubiera crecido de acuerdo a lo previsto en el PDSEN, la “brecha de insatisfacción de la demanda” podría ubicarse sobre los 15.000 MWe; y esto significa capacidad de servicio que será necesario reconstruir, a partir de la infraestructura existente.
Y el resultado de las mencionadas proyecciones y análisis, como característica principal, fue que para salir de la situación actual, “imaginada” en alrededor de 10.000 MWe de capacidad de potencia disponible – y firme –, y lograr satisfacer el servicio de energía eléctrica, había que combinar “curvas de crecimiento de la demanda” con pendientes asociadas entre 4,5% hasta el año 2026 y a partir de ese año, observar el comportamiento a partir de sólo “curvas de crecimiento de la demanda” del 3% hasta el año 2040; fecha en la cual, se podría alcanzar la proyección prevista en el PDSEN 2005-2024, de 27.000 MWe para el 2024. Es decir, con un “rezago” de 16 años, al año 2040, se alcanzarían las condiciones previstas del año 2024.
Y es que es muy difícil que una economía de la dimensión de la venezolana pueda crecer de manera sostenida durante 20 años, a una tasa de crecimiento del 7% interanual. Venezuela creció a unos ritmos inesperados entre el Gobierno de López Contreras y los cuatro primeros Gobiernos de la “era democrática”, porque la economía arrancaba con actividades novedosas y diferentes a las heredadas de la “época de la independencia” y había que construir una infraestructura que intercomunicase el territorio; y porque el País no tenía 30 millones de habitantes. Ésta, que sí es una “realidad objetiva” de la historia patria, es necesario tomarla en consideración y porque la economía de Venezuela, no tiene ni los recursos ni el dinamismo de la economía China: (a) las inversiones de capital, no dispondrán del suficiente “ahorro interno” y requerían de financiamiento externo y (b) para “reproducir” la productividad, es necesario disponer de educación, salud y tecnología. Difícil en Venezuela, es crecer 3% anual.
… problema 03: consumo de combustibles …
En artículos anteriores se ha expuesto el alcance de la Propuesta del Plan de Intervención de Plantas Termoeléctricas, que 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 – y se concentraría en ejecutar actividades de mantenimiento mayor – y en algunos casos, de repotenciación – hasta recuperar capacidad operacional adecuada: en un número de 153 turbogeneradores a gas – 78 % del total de 197 las unidades pertenecientes al SEN –. Y también, se sugirió recuperar 12 unidades turbovapor – de un total de 19; o 60% de la capacidad instalada de 5.340 MWe – y disponer de 3.260 MWe – 2.600 MWe; 80% de factor de carga –. Con ésta acción se dispondría de una capacidad de generación en Plantas Termoeléctricas, en el “sentido operativo efectivo”, de alrededor de 12.000 MWe a condiciones SITIO – o 9.500 MWe a 80% de FACTOR de CARGA –.
Con una nivelación de la proyección de los requerimientos (a) de Suministro de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano), aprovechando las redes de gasoductos existentes, de un máximo de 2.700 MM Spie3/día – asegurando en gasoductos esa capacidad – y (b) limitando el suministro de Combustible Líquido (Gas – Oil), sólo como reserva y direccionando el máximo a las regiones sin redes de gasoductos, dónde es preciso prever la continuidad del servicio de suministro de energía eléctrica: las Plantas de las Costas Oriental y Sur del Lago de Maracaibo, Los Llanos y Sur – Plantas de Fuerte Cayaurima, San Fernando de Apure y Puerto Ayacucho –; de un máximo de Combustible Líquido (Gas – Oil), de 110.000 BBLs/día. Y el consumo en Plantas Turbovapor, alcanzaría un máximo de 100.000 BBLs/día de Fuel – Oil.
Ahora bien, como hay que ubicarse sobre “realidades objetivas” que permitan proyectar el crecimiento de la demanda y las necesidades asociadas de infraestructura para el suministro de servicios de energía eléctrica, es conveniente ubicar el análisis en las condiciones del SEN en el último año con reporte de datos, el año 2.103, en el cual: (a) el 61,42 % de la energía generada correspondió a energía suministrada por plantas hidroeléctricas – 95,47 % Bajo Caroní –, (b) las unidades turbogeneradoras a gas y turbogeneradoras a vapor operando en Ciclos Combinados, alcanzó un valor del 28,37 % – 22,18 % a las primeras y 6,19 % a las segundas –, de (c) las turbogeneradoras a vapor – en Ciclo Simple –, alcanzó un valor del 8,65 % y (e) 1,58 % de la energía restante, corresponde a Regiones Aisladas y Plantas de Generación Distribuida. Con éstas condiciones, se podría aproximar e identificar unos requerimientos de generación de potencia, tomando como base: no la demanda máxima reportada en el año 2013 de 18.700 MWe, sino la “buena aproximación” de 10.000 MWe, como valor inicial plausible de la demanda a la fecha actual en el 2020; valor que permitiría proyectar para iniciar el 2022, con 13.000 MWe de demanda.
Es un “ejercicio de ejemplo”, sólo de aproximación y suponiendo que se inicie en el año 2021, un Programa de Reconstrucción del SEN que asegure disponer de instalaciones de planta física recuperadas. De ser así, se estaría requiriendo asegurar un suministro de generación de energía eléctrica de: (a) potencia hidroeléctrica, 8.000 MWe, (b) potencia turbogas, 3.760 MWe, (c) potencia turbovapor, 1.190 MWe y (d) potencia generación distribuida, 50 MWe.
Y para satisfacer esa demanda con Plantas Termoeléctricas, es necesario mantener suficiente “capacidad de reserva rodante” y asegurar al menos, 2.000 MWe adicionales de soporte a la generación de energía hidroeléctrica – serían 6.000 MWe “firmes” en el Bajo Caroní, porque el soporte de las Hidroeléctricas en los Andes es “testimonial” –, y ésta condición representa: (a) 1.600 MWe en Turbovapor o 4 unidades Clase TV 400 MWe – 1.280 MWe; 80% factor de carga – y (b) 5.250 MWe en Turbogas – 4.200 MWe; 80% factor de carga –.
La proyección del Consumo de Combustible Líquido (Fuel – Oil) asociado a las Plantas con Turbogeneradores a Vapor ubicadas en la Región Centro, alcanzaría un valor entre 39.000 y 49.000 BBLs/día de Fuel – Oil; es preciso recordar la necesidad de aprovechar los “cortes de refinación” disponibles en el país, por la prohibición de consumo de Fuel – Oil, en buques por la IMO. Y el Suministro de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano), aprovechando las redes de gasoductos existentes, se ubicaría entre 850 MM Spie3/día y un máximo de 1.100 MM Spie3/día – asegurando en los gasoductos esa capacidad – y (b) limitando el suministro de Combustible Líquido (Gas – Oil), a 40.000 BBLs/día; para ser consumido en almacenamiento de reserva y en las regiones sin redes de gasoductos; y en algunas plantas de regiones aisladas y/o de generación distribuida.
Con ésta proyección de consumos máximos, se podría ir haciendo “seguimiento de la curva de demanda”, para entre 3 o 4 años de esfuerzos de mantenimiento mayor y reparación, terminar al menos la recuperación de la infraestructura de generación de energía eléctrica y aproximarse a alcanzar satisfacer, una demanda cercana a los 16.000 MWe; en el año 2026.
… 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