jueves, 23 de abril de 2020

Los fondos que se previeron para recuperar el Parque termoeléctrico de PDVSA

  En 2016 se le advirtió al entonces presidente de la estatal petrolera que una inversión de USD 1.573,9 millones se requería para instalar y activar una serie de equipos y plantas termoeléctricas ya adquiridos, los cuales aportarían 2.227,3 MW de generación eléctrica al país.


Por Maibort Petit
@maibortpetit

  Un punto de cuenta emitido en junio de 2016, revela que el expresidente de Petróleos de Venezuela S.A. y exministro del Poder Popular para el Petróleo, Eulogio Del Pino, aprobó buscar financiamiento por USD 1.573,9 millones para instalar parque termoeléctrico de PDVSA ya adquirido por PDVSA y que sólo aguarda por ser instalado. Se buscaba con esto culminar al denominado Plan de Autosuficiencia Eléctrica (PAE) de la petrolera y, de esta manera, apalancar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

  La propuesta presentada por la Dirección de Enlace del Sector Eléctrico destacaba que los 2.227,3 MW que estos equipos tenían capacidad de regenerar, podían incorporarse al SEN en un lapso de tres años. Desde el citado despacho se instó al ministro y presidente de PDVSA a buscar los recursos para proceder a la instalación e instruir a los entes de la empresa pertinentes, a que establecieran en sus presupuestos partidas dirigidas a la preservación de dichos equipos.

  Sin embargo pocas o nulas son las noticias que acerca de la concreción de tales planes y, muestra de ello, es la grave crisis eléctrica que atraviesa en la actualidad Venezuela, sin que las medidas paliativas anunciadas por las autoridades competentes y el gobierno, vislumbren una solución definitiva a este problema que amenaza con agudizarse día a día.

   El informe final de la Comisión Mixta para el estudio de la crisis eléctrica en el país de la Asamblea Nacional[1] advierte que los proyectos contratados por PDVSA entre los años 2004 y 2016 para proveer el servicio responsabilidad de Corpoelec, así como los trabajos adelantados para cubrir las necesidades de energía propias de la empresa a través del PAE, no se reflejan con exactitud de costos  e inversión en los informes financieros de la estatal petrolera.

  El informe cita que el periodista César Batiz, quien presentó ante el Poder Legislativo Nacional los resultados de un trabajo de investigación que se publicó en el diario Últimas Noticias el 18 de septiembre de 2011 sobre la compra de equipos eléctricos por parte de Bariven, informó que PDVSA colocó órdenes de compra para la compra de equipos eléctricos por USD 767 millones “con claros indicios de sobreprecio”.

  Los parlamentarios, en virtud de la opacidad de los informes financieros de PDVSA y ante la presunción de la existencia de contratos con sobreprecios recomendó a la Comisión Permanente de Contraloría de la AN investigar exhaustivamente los contratos suscritos entre PDVSA y todas las empresas que suministraron equipamiento eléctrico en el lapso 2009-2016.

  En este blog hemos informamos que “las plantas termoeléctricas administradas por Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), con capacidad de generar nominalmente un total de 2.871 MW, solamente generan en la actualidad 775 MW, quedando indisponibles 2.096 MW. En manos de la empresa petrolera se encuentran 31 plantas, de las cuales sólo once tienen a la fecha capacidad de generación, quedando las restantes 20 indisponibles para prestar el servicio a la colectividad venezolana. La reactivación del parque termoeléctrico solamente en la región central del país conllevaría una inversión de USD 1.423 millones que permitirían recuperar 3.140 MW de generación eléctrica en cinco años”[2].

El punto de cuenta

El 27 de julio de 2016, Antón Castillo, director de Enlace del Sector Eléctrico Petróleos de Venezuela S.A. remitió al para la fecha ministro del Poder Popular de Petróleo y presidente de la corporación, Eulogio Del Pino, el punto de cuenta identificado con el N° DESE-PC-2016-006, para informarle acerca del parque de generación termoeléctrica adquirido por PDVSA, el cual requería de recursos financieros, bien para instalarse o para concluir su instalación, de manera de dar por concluido el Proyecto de Autosuficiencia Eléctrica de la empresa y así apalancar el Sistema Eléctrico Nacional.

Los antecedentes y la situación al momento

  En el documento se explica que PDVSA cuenta con un parque termoeléctrico de generación en ciclos combinados y ciclos abiertos que al momento de dirigir la comunicación, se encontraban unos en proceso de instalación y otros por instalar.

 Se indicó que la situación parálisis de dichos procesos de instalación se debía a la situación financiera que atravesaba la corporación debido a la caída de los precios del petróleo, requiriéndose gestionar el financiamiento necesario para su culminación.

  Castillo explicó a Del Pino que parte de estos equipos se habían utilizado como repuestos para mantener la operatividad de máquinas en PDVSA y de la Corporación Eléctrica Nacional, Corpoelec.

  Se recordó en el punto de cuenta que en el objetivo 3.1.13.2 del Plan de La Patria se establece "Diversificar la matriz de insumos para la Generación Eléctrica favoreciendo el uso del gas natural", mientras que en el 3.1.13.4 se llama a "Impulsar el uso de tecnologías más eficientes para la generación eléctrica, a través de los cierres de los ciclos combinados en las plantas térmicas".

  El documento expone la situación reinante al momento en que Antón Castillo se comunicaba con Eulogio Del Pino, detallando que no se había completado el Plan de Autosuficiencia Eléctrica de PDVSA en razón de la situación financiera antes descrita.

  Agregaba que, para la fecha, el país enfrentaba el peor periodo de sequía de los últimos años, llevando la cota del embalse del Guri de la Central Hidroeléctrica “Simón Bolívar” en el estado homónimo a su nivel mínimo histórico de 241,5 MSNM, llegando a 1,5 metros de la zona de colapso.

  En razón de que PDVSA poseía equipos con una capacidad generadora de 2.227,3 MW que solamente estaba pendiente por instalar y de que la recuperación del Guri tomaría entre dos y tres años dependiendo de la hidrología, de la administración del embalse, así como de la capacidad termoeléctrica disponible para el momento, se podía proceder a instalar en dicho periodo el parque termoeléctrico de la estatal.

 Se advertía que la “creciente demanda de energía eléctrica producto de la democratización de bienes y servicios, así como la creación de los 14 motores estratégicos para diversificar el aparato productivo”, debía ser servida.


Los proyectos en ejecución

  Se remitió a Del Pino una tabla que mostraban los proyectos en ejecución para la fecha y el estado en el que se encontraban, subrayándose una vez más que los mismos estaban en capacidad aportar, a través de las serie de turbogeneradores de que se disponía, 2.227,3 MW ISO al Sistema Eléctrico Nacional.

  Se especificó que la culminación de estos trabajos —instalación de los equipos— requería una inversión que se estimaba en USD 1.573,9 millones, es decir USD 0,707 MMUS$/MW.

  Así, para el Ciclo Combinado Alberto Lovera, ubicado en el estado Anzoátegui, con capacidad de generación de 150 MW ISO, la cual no requería combustible y cuyos trabajos presentaban un 29 por ciento de avance, se precisaba financiamiento para completar la Ingeniería, Procura y Construcción (IPC), la cantidad de USD 220. Se estimaban 24 meses para culminar la obra.

  Para el Centro de Generación Jose, también en el estado Anzoátegui, con capacidad de generación de 232 MW ISO, que requería gas para su funcionamiento y que presentaba un 71 por ciento de avance, se necesitaba financiamiento por el orden de los USD 90 millones para completar el IPC. Se estimaban 24 meses para culminar la obra.

  Entretanto, el Centro de Generación Bare (Anzoátegui), con capacidad para generar 128 MW ISO a base de gas, la cual presentaba un 24 por ciento de avance, requería una inversión de USD 30 millones para completar el IPC. Se estimaban 24 meses para culminar la obra.

  Para la Planta Guanapa (Barinas 1), ubicada en el estado Barinas, con capacidad de generación de 50 MW ISO, la cual requiere para su funcionamiento combustible diésel, con un avance 96 por ciento, se necesitaba financiamiento para concluir actividades pendientes en paquete 2 por USD 12,2 millones. Se estimaban 4 meses para culminar los trabajos.

  Para el Ciclo Abierto de Planta del Este (3x32.6 MW), ubicada en el estado Carabobo, con capacidad para generar 97,8 MW ISO a base de gas, con un 40 por ciento de avance en las obras, se requerían USD 68 millones para culminar el contrato financiado por Bandes. Se calculaba que la obra podía ser terminada en 12 meses.

 Para el Ciclo Abierto Segunda Máquina de Ezequiel Zamora, ubicada en el estado Guárico, con capacidad generadora de 175 MW ISO a base de gas, con un 62 por ciento de avance en la obra, se requerían USD 60 millones. Se calculaba que la obra podía terminar en 16 meses.

  Para el Ciclo Abierto Juan Manuel Valdez en el estado Sucre, con capacidad para generar 350 MW ISO a base de gas, con un 80 por ciento de avance en los trabajos, se necesitaban USD 65 millones, Estos trabajos estaban requiriendo financiamiento parcial. Se estimaba que los trabajos podrían terminarse en 8 meses.

  Para el Ciclo Abierto de Bachaquero y la Red de Transmisión asociada, ubicado en el estado Zulia, con capacidad para generar 350 MW ISO, a base de gas, con 39 por ciento de avance en las obras, se requerían USD 285 millones. Esta era una obra otorgada pendiente por financiamiento que se estimaba podía culminarse en agosto de 2018.

  Para el Cierre del Ciclo Combinado de la Planta Bachaquero en el estado Zulia, con capacidad para generar 160 MW ISO, la cual no requería combustible para su funcionamiento, y que presentaba un 43 por ciento de avance en la obra, había que conseguir financiamiento por USD 200 millones. Se estimaban 24 meses para culminar la obra.

  Para las Turbinas de Gas en Punta Gorda (4 x 32,5 MW)   en el estado Zulia, con capacidad de generación de 130 MW ISO a base de gas, con 14 por ciento de avance en los trabajos, se requería conseguir financiamiento por USD 143,4 millones. Se estimaban 24 meses para terminar los trabajos.

Para las Turbinas de Gas en Pueblo Viejo (5 x 32,5 MW), ubicadas en el estado Zulia, con capacidad para generar 162,5 MW ISO a base de gas, con 19 por ciento de avance en los trabajos, se requería conseguir el financiamiento por USD 179,3 millones. Se estimaba que en 24 meses podía terminarse la obra.

Para la Ampliación de la Planta Bajo Grande (2x58 Mw) en el estado Zulia, con capacidad para generar 126 MW ISO, la cual requiere diésel para funcionar, con 18 por ciento de avance. Es una obra otorgada que está pendiente por un financiamiento de USD 115 millones. Se estimaba podía culminarse en 18 meses.

Para la ampliación de la Planta San Timoteo (2x58 Mw) en el estado Zulia, con capacidad para generar 126 MW ISO a partir de diésel, con 16 por ciento de avance en los trabajo. Obra otorgada pendiente por financiamiento por USD 106 millones. Se estimaba que podía culminarse en 18 meses.

Las conclusiones del punto de cuenta

  La exposición del punto de cuenta presentado a Eulogio Del Pino destacaba la disposición de PDVSA de equipos con capacidad para generar 2.227,3 MW que requieren de una inversión estimada de USD 1.573,9 millones para culminar la instalación de los mismos en un periodo estimado de 30 meses.

De estos equipos, una parte está en capacidad de generar 300 MW sin necesidad de consumir combustible, por cuanto utilizan los gases de escape de las turbinas de ciclo abierto. Esto representa un ahorro de 10.000,00 BD de diésel o de 80 MMPCND de gas.

De los equipos, otro grupo es capaz de generar  1.625,3 MW utilizado gas como combustible.

Otra parte de los equipo puede generar 302 MW utilizando Diésel como combustible para luego migrar a gas cuando esté disponible, por ser equipos de generación duales.

Se precisa que la instalación del equipamiento existente se complete el Plan de Autosuficiencia de PDVSA y el excedente apalancará el Sistema Eléctrico Nacional, con lo cual se minimiza el uso de la energía hidroeléctrica. Esto coadyuvaría a recuperación del embalse del Guri, el cual llegó en el año 2016 a la cota más baja en su historia como consecuencia del fenómeno climático El Niño.

Se le informó a Del Pino que se necesitaba elaborar un Plan de Ejecución Jerarquizado conjuntamente con los negocios, con un período de ejecución de tres años, cuya implementación sería ajustada de acuerdo a como concrete el financiamiento.

La propuesta presentada por Antón Castillo resultó aprobada por el presidente de PDVSA Eulogio Del Pino.

Insertar Imagen parque termoeléctrico PAE 4


[1] Transparencia. Asamblea Nacional. Comisión Mixta para el estudio de la crisis eléctrica en el país. Informe final. https://transparencia.org.ve/wp-content/uploads/2017/02/Informe-CMECEP.pdf

[2] Venezuela Política. “Capacidad de generación de plantas termoeléctricas administradas por PDVSA es de 2.871 MW pero sólo se generan 775 MW”. 9 de octubre de 2018. http://maibortpetit.blogspot.com/2018/10/capacidad-de-generacion-de-plantas.html

No hay comentarios:

Publicar un comentario