Reconstrucción del Sector Eléctrico: enfoque en Maracaibo
José Luis García
Para que este país, Venezuela, “funcione” y la vida de sus habitantes pueda volver a desarrollarse en ambiente de “prosperidad, bienestar y democracia” necesita disponer y asegurar un “servicio de energía eléctrica universal, confiable y de calidad”, que alcance a satisfacer las necesidades de una “ciudadanía distribuida” en todo el Territorio Nacional.
Lo anterior, que podría sonar a “leit-motiv o slogan de campaña”, (a) debería “asimilarse a lo interno” de aquellos venezolanos que dentro de la adversidad cotidiana no han dejado de preguntarse y elaborar respuestas con soluciones reales, sobre cómo adelantar los procesos de reconstrucción y rehabilitación de la infraestructura de operaciones del Sector Eléctrico Nacional (SEN), (b) y con el “sentido de identificar una meta” de cuál debería ser el valor a ser alcanzado, en capacidad de generación de potencia eléctrica para resolver la presente situación de crisis del SEN … sin generación de potencia, el sistema no tendría “razón de ser”.
Y en el anterior documento de análisis No 01, en referencia a la reconstrucción del SEN, sugeríamos que no es necesario aplicar enfoques de “tecnologías disruptivas”, y que lo único que se requiere es implementar una “capacidad superior de gestión” por el Gobierno Nacional, que permita, dentro del “esfuerzo laboral de equipos técnicos” – y con la aspiración primordial, que sean recursos técnicos de venezolanos –, emprender acciones inmediatas para adelantar los procesos de reconstrucción y rehabilitación de la infraestructura de operaciones del SEN.
1- … el sentido de “identificar una meta” y un enfoque de “plan de emergencia” …
Y es que el problema ya no es recuperar la capacidad instalada de generación termoeléctrica reportada en el Anuario Estadístico del MPPEE, en su edición de Noviembre 2014, cuando “inició la crisis” del SEN y en el cual se observa que en el año 2013, la contribución a la generación de energía eléctrica dentro del SEN, fue del 37% para las Plantas Termoeléctricas – en base a 10.300 MWe, a 80% factor de carga –; 61,42% correspondía a Plantas Hidroeléctricas – 95,47 % Bajo Caroní – y 1,58%, Regiones Aisladas y Generación Distribuida.
El problema estaría centrado en reconstruir una capacidad de generación termoeléctrica “disponible y a carga firme” en un plazo “efectivo, prudente y de acuerdo a recursos reales”, de al menos 9.000 MWe que asegure: “complementar y dar soporte térmico” a la generación hidroeléctrica, para que el SEN disponga de al menos un total utilizable de 20.000 MWe y asegurar los requerimientos del “servicio de energía eléctrica”, para que “funcione” el País.
El pasado año entregamos una propuesta de Programa de Inversiones de Mantenimiento y Reconstrucción de Infraestructura de Plantas de Generación Termoeléctrica, con unidades turbogeneradoras a gas y en el cual se analiza, por medio de un “estimado de costos de máxima” – es decir, que haya que “repotenciar” y ejecutar “mantenimiento mayor” a la totalidad del equipamiento – el alcance en “esfuerzo de labor” y presupuesto para desarrollar en 180 semanas, un Plan de Intervención de 53 Plantas de CORPOELEC. El único interés es ejecutar trabajos de reparación y mantenimiento mayor en 157 unidades turbogeneradoras a gas – del total de 197 unidades instaladas – y para ser ejecutado en 4 fases, ha sido elaborado tomando en consideración: (a) no sólo lo apropiado de los equipos – de acuerdo a un análisis de modelo, fecha de puesta en operación y capacidad de generación – (b) sino estableciendo como primera opción, las necesidades de suministro de energía eléctrica en las regiones de ubicación de las unidades turbogeneradoras a gas, tomando en cuenta zonas críticas y de “alto consumo de energía eléctrica”. … y éste enfoque es: un “plan de emergencia”
2- … ¿y por qué grupos turbogas? …
Cuando se contrasta la información en prensa suministrada por el Gobierno Nacional, suplidores de tecnología y empresas contratistas, se aprecia que entre los años 2.008 y 2.014 han sido adquiridos para el SEN – entre CORPOELEC y PDVSA –, nuevos turbogeneradores a gas que totalizan una capacidad de generación instalada de 8.760 MWe de potencia. Esas unidades existen, fueron instaladas, puestas en operación y requieren “mantenimiento mayor”.
Las Plantas con unidades turbogeneradoras a gas de CORPOELEC están ubicadas en núcleos poblacionales importantes del país, dónde “vive la gente”, lo cual orienta parte del problema del servicio de energía eléctrica: hacia ejecutar trabajos de reconstrucción – rehabilitación en la infraestructura de subtransmisión menor a 138 kV, y en distribución.
Y es precisamente por el número, fecha de puesta en operación – menor a 15 años – y capacidad de generación de estos turbogeneradores a gas, hacia dónde como primera opción, se deberían dirigir los esfuerzos de un Programa de Inversiones, destinado: (a) no sólo a ejecutar “trabajos de reparación” y “mantenimiento mayor” de equipos e instalaciones de planta, (b) sino a concluir “trabajos incompletos”, y (c) con el único objetivo de asegurar con prontitud, capacidad de generación termoeléctrica de soporte y complemento de la generación hidroeléctrica; la función de las unidades termoeléctricas, es servir de soporte al SEN en actividades de: “seguimiento de la demanda”, “energía de base” y seguridad operativa.
3- … ¿y por qué grupos turbogas y no grupos turbovapor? …
Cualquier trabajo dirigido a las 19 unidades turbogeneradoras a vapor – en Ciclo Simple – con potencias unitarias de entre 60 MWe y 600 MWe y que tradicionalmente han sido asignadas a generar “energía de base”, siendo que 8 de esas unidades pertenecen a la clase 400 MWe, las “más potentes” del SEN, por las complejidades de la instalación, requiere de más recursos técnicos y plazos prolongados, que los trabajos equivalentes a los turbogeneradores a gas.
Esfuerzos de Programas de Inversiones, para recuperar 19 unidades turbogeneradoras a vapor – en ciclo simple – y 3 unidades de ciclos combinados – clase TV 150 MWe, al igual que los equivalentes a las 55 unidades turbogeneradoras hidroeléctricas – 8 Plantas –, aunque son programas complejos y de extensión mayor, por características operacionales de ser la “base de generación” del SEN, corresponden a enfoques distintos a un “plan de emergencia”.
4- … los planes de reconstrucción del Zulia, pasan por resolver el “problema” Maracaibo…
En la propuesta del pasado año del Programa de Inversiones de Mantenimiento y Reconstrucción de Infraestructura de Plantas, considerábamos como un “punto de atención” resolver dentro de la FASE 01, el “problema” Maracaibo y es que la Sub – Región Ciudad de Maracaibo, es zona crítica y de “alto consumo de energía eléctrica”; y con la total dependencia de la conexión en transmisión a 400/230 kV al sistema centro – sur / SEN, cualquier “plan de emergencia” debería enfocarse a recuperar capacidad de generación de potencia a nivel local.
La Sub – Región Ciudad de Maracaibo tiene la particularidad, en que desde el año 2000, se han instalado 19 unidades turbogeneradoras a gas, que junto a las 5 anteriores Clase 20 MWe – instaladas a partir del final de los 80’s y recuperando al menos 3 unidades – dispone de una capacidad de generación, corregidas a condiciones de SITIO, de 1.355 MWe; y al 80% de factor de carga, de 1.000 MWe. … y esto es capacidad de generación de potencia a nivel local
Con un número tan alto de unidades turbogeneradores a gas, adquiridas, instaladas y puestas en operación desde el año 2.000, bajo éstas condiciones, lo que sería apropiado es considerar:
a- que los esfuerzos deben ser concentrados y dirigidos a concluir “trabajos incompletos” y ejecutar “trabajos de reparación y mantenimiento o de repotenciación de unidades” instaladas – importante: han estado en operación, hasta los últimos cuatro (4) años –;b- no proceder a la adquisición de “nuevos equipos estacionarios” y mucho menos, “unidades móviles” – ya en Planta Rafael Urdaneta, hay 6 “unidades móviles” –;c- resolver el “asunto combustibles” de los turbogeneradores a gas, con “solución precisa”;d- elaborar Programas de Inversiones, para recuperar 2 unidades turbogeneradoras a vapor de ciclo simple – Clase TV 160 MWe de Planta Ramón Laguna y 1 unidad de ciclo combinado – clase TV 150 MWe, de Planta Termozulia, a factor/carga 80%: son 400 MWe;e- y continuar con los trabajos de recuperar la transmisión en las líneas de cables sub-lacustres y las instaladas en el puente.
Y es verdad, algo que parece claro, como solución técnica, es realmente difícil de ejecutar con recursos “limitados e inexistentes”; pero lo primordial, es no “inventar soluciones mágicas” de “nuevos equipos”, “unidades móviles”, opciones de combustibles “diferentes a los del mercado local”, sino concentrarse en objetivos de gestión de operaciones y mantenimiento de planta.
En el anterior documento de análisis No 01, en referencia a la reconstrucción del SEN, sugeríamos implementar la aplicación de procedimientos “adecuados”, ya existentes dentro del entramado legal vigente para empresas públicas y/o del Estado, que disponen de “mecanismos de contratación” para, tomando en consideración las dificultades de limitación profesional y carencia de recursos técnicos de personal y equipos, proceder con prontitud y de manera casi inmediata: a permitir la posibilidad de transferir ciertas condiciones y requerimientos de operación de “segmentos o instalaciones” de la infraestructura de CORPOELEC, por medio de la contratación de “servicios operacionales integrados”, a empresas privadas con interés en la gestión de operaciones de Plantas y Subestaciones.
Las Plantas de Guaicaipuro y Bajo Grande, que cuentan cada una con 2 unidades Clase TG 40 MWe y Rafael Urdaneta, que cuenta con 6 “unidades móviles” y 5 de la Clase 20 MWe, permitirían aplicar ésta modalidad de contratación y adelantar de manera concurrente, durante la FASE 01 identificada en la mencionada propuesta del Programa de Inversiones entregado el pasado año, trabajos de reconstrucción y rehabilitación de infraestructura de operaciones.
Planta Termozulia, que debe considerarse como principal punto de atención, no escapa de la posibilidad de alcanzar estos acuerdos contractuales y aplicar la mencionada “modalidad de contratación de gestión de operaciones”. En esta Planta, se deberían concentrar los esfuerzos y recursos técnicos disponibles, para desde el inicio y en un plazo de 50 semanas, ejecutar los trabajos de “mantenimiento mayor” previstos en la FASE 01, para colocar en operación las 6 unidades de la Clase TG 150 MWe y las 2 de la Clase TG 80 MWe; que alcanzan a 1.000 MWe de capacidad de generación, corregidas a condiciones de SITIO y en conjunto, recuperar los 150 MWe adicionales, de la unidad turbogeneradora a vapor del grupo TermoZulia CC#1.
Y por supuesto, es ineludible focalizar la atención en el asunto combustible:
a- el consumo de combustible líquido Gas Oil de las 22 unidades turbogeneradoras a gas, de las 4 Plantas de la Sub – Región Ciudad de Maracaibo, en una operación a 80% de factor de carga, requiere de 78 M BBL/día, es decir 276 gandolas/día de 45 M litros, y es evidente que éste es un volumen difícil de suministrar, y de administrar, por “alto costo”;b- y en cambio, el equivalente consumo de gas, y que debería ser la opción más apropiada, es de 440 MM Spie3/día, y es preciso señalar, que sólo Termozulia requiere de 282 MM Spie3/día para generar 850 MWe, en una operación a 80% de factor de carga;
y es prudente señalar, que cualquier acción que permita el uso de combustible gas, debe contar con la necesidad de disponer de respaldo operacional a las 22 unidades turbogeneradoras a gas, de combustible líquido Gas Oil – al precio de oferta del mercado –.
Ahora bien, si se analiza la capacidad de transporte del Gasoducto Morón – Rio Seco, que es de 590 MM Spie3/día, que se conecta con el ramal CRP (Amuay) – Ulé, de igual capacidad, y se toma en consideración: que la capacidad de transporte del Gasoducto Maracaibo – Punta Ballenas es de 450 MM Spie3/día – ya probada en operación en el pasado –, es evidente que hasta Maracaibo podrían transportarse los 360 MM Spie3/día que consumen en conjunto: las Plantas de TermoZulia, Guaicaipuro y Bajo Grande; caudal que corresponde, a los requerimientos de gas para generar 1.000 MWe, en una operación a 80% de factor de carga.
Y por supuesto, es evidente que hay que recuperar producción petrolera y disponer de gas en los campos tradicionales del Oriente del País, pero también existen las opciones de gas proveniente de los campos “costa afuera” de La Vela y La Perla; que son opciones de combustibles “del mercado local”. Y sería conveniente propiciar “acciones políticas” que permitan activar contrataciones de suministro y “acuerdos tarifarios”.
En la situación actual, todo parece indicar la conveniencia de concentrar los esfuerzos para:
a- cumplir objetivos para enfocarse en las actividades de “gestión de operaciones y mantenimiento de planta” de las instalaciones existentes, como “opción sustitutiva” a implementar “inversiones en nuevas plantas y equipamiento”;b- promover “acciones de políticas públicas” y proceder a identificar mecanismos disponibles de contratación a lo interno de CORPOELEC, para proceder a licitar y activar la contratación de “servicios operacionales integrados”, con empresas privadas o consorcios, que permitan alcanzar acuerdos para transferir la operación completa de Plantas y Subestaciones;
y todo lo anterior, con el interés primordial de maximizar el aporte de las empresas nacionales y con recursos de personal venezolano.
Y al final, tomando en cuenta la relación de operaciones que existiría bajo un “modelo de mercado abierto” entre empresas productivas del Estado y empresas privadas del sector energético, 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 y MSc. Ingeniería Hidráulica … MSc. Ingeniería Mecánica
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