El Fenómeno El Niño y su Influencia sobre la Problemática
Eléctrica en Venezuela
Mayo 2014
Ing. Eduardo Páez-Pumar H
Un país sin capacidad para enfrentar
una Hidrología Seca
Situación Actual
No hay información oficial: A partir del 16 de Noviembre de
2010, quedó cerrado el acceso a la página web del Centro
Nacional de Gestión (OPSIS).
Los datos presentados son producto de:
1. El “Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Venezolano
2011” publicado por MPPEE.
2. El “Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Venezolano
2013” publicado por MPPEE con los datos del 2012.
3. Memoria y Cuenta del MPPEE del año 2013
4. Información aportada por Damián Prat y por los Ingenieros:
Miguel Lara, Nelson Hernández y José Aguilar; así como
información recogida en los medios de comunicación
nacionales y extranjeros.
Sistema Eléctrico Nacional
2
3
Situación actual
Esta presentación no considera el análisis de la
problemática de la Red troncal de Transmisión, ni de la
Red de Distribución en Venezuela por ser muy extenso
y complejo, y por no estar directamente vinculado con
las condiciones climáticas.
Sistema Eléctrico Nacional
Red Troncal de Transmisión y Redes primaria y
secundaria de Distribución de Energía Eléctrica
Capacidad de Generación Instalada (Año 2013) 29.200 MW.
Capacidad de Generación Instalada (Año 2012) 27.723 MW.
Capacidad de Generación Instalada (Año 2011) 25.704 MW.
Capacidad de Generación Instalada (Año 2010) 24.838 MW.
Capacidad de Generación Instalada (Año 2009) 23.674 MW.
Demanda Máxima de Potencia (Año 2013) 17.577 MW.
Demanda Máxima de Potencia (Año 2012) 18.357 MW.
Demanda Máxima de Potencia (Año 2011) 17.157 MW.
Demanda Máxima de Potencia (Año 2010) 16.755 MW.
Demanda Máxima de Potencia (Año 2009) 17.337 MW.
La demanda disminuyó en 780 MW en el año 2013, por la caída
en la producción industrial generada por la falta de insumos y
por la crisis económica y no por otro tipo de medidas que dice
el gobierno haber tomado
Sistema Eléctrico Nacional Situación a Diciembre 2013
4
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio AgostoSeptiem
breOctubre
Noviembre
Diciembre
Cap Instalada 2007 22.255 22.255 22.255 22.255 22.270 22.590 22.590 22.565 22.525 22.525 22.525 22.540
Cap Instalada 2008 22.570 22.570 22.600 22.660 22.690 22.690 22.690 22.768 22.798 22.996 23.154 23.154
Cap Instalada 2009 23.192 23.342 23.342 23.342 23.367 23.367 23.517 23.532 23.547 23.547 23.643 23.674
Cap Instalada 2010 23.794 23.828 23.927 23.959 24.202 24.324 24.460 24.526 24.534 24.728 24.774 24.838
Cap Instalada 2011 24.925 24.925 24.925 24.973 24.933 24.903 25.345 25.595 25.668 25.685 25.685 25.704
Cap Instalada 2012 25.737 25.917 26.097 26.274 26.356 26.429 26.467 26.535 27.292 27.507 27.503 27.723
22.255 22.540
22.570
23.154 23.192
23.674 23.794
24.838 24.925
25.704 25.737
27.723
21.500
22.500
23.500
24.500
25.500
26.500
27.500
28.500
Mw
. Capacidad Instalada en Venezuela
Período 2007 - 2012
Capacidad Instalada
2013: 29.200 Mw
Capacidad de Generación Instalada
5
Total Capacidad de Generación Instalada del SEN.
Años 2011 y 2012
Sistema Eléctrico Nacional
Capacidad Instalada Año 2012 Capacidad Instalada Año 2011
6
Se privilegia el crecimiento en el
sector térmico
Participación Total de Capacidad de Generación Instalada
Térmica del SEN Años 2011 y 2012
Sistema Eléctrico Nacional
Año 2011 Año 2012
7
Crece la demanda de Gas
EneroFebrer
oMarzo Abril Mayo Junio Julio Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Energía Gen. 2007 9.361 8.444 9.601 9.183 9.954 9.382 9.591 9.546 9.432 9.774 9.550 9.500
Energía Gen. 2008 9.351 8.884 9.438 9.748 10.231 9.955 10.180 10.330 10.044 10.261 9.935 9.775
Energía Gen. 2009 9.821 8.813 10.003 10.063 10.719 10.295 10.543 10.660 10.665 10.843 10.508 10.458
Energía Gen. 2010 9.568 8.801 9.986 9.212 9.840 9.507 9.897 10.104 9.791 10.437 9.669 9.862
Energía Gen. 2011 9.912 9.222 10.109 9.904 10.632 10.301 10.526 10.696 10.442 10.595 10.276 10.228
Energía Gen. 2012 10.106 9.650 10.620 10.194 10.723 10.581 10.923 10.831 10.950 11.286 11.101 10.890
9.954
10.330
10.843
10.437
10.696
11.286
8.000
8.500
9.000
9.500
10.000
10.500
11.000
11.500
Gw
h
Energía Bruta Generada Período 2007 - 2012
El valor más alto mes
de Octubre 2012
Energía Bruta Generada
8
Sistema Eléctrico Nacional Total Energía Bruta Generada del SEN.
Años 2011 y 2012
Energía Bruta Generada Año 2012 Energía Bruta Generada Año 2011
9
Aumenta la generación térmica
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio AgostoSeptiemb
reOctubre
Noviembre
Diciembre
Demanda 2007 15.098 15.061 14.958 15.137 15.535 15.187 15.029 14.815 15.279 15.551 15.369 15.182
Demanda 2008 14.732 15.135 15.070 16.127 16.183 16.154 15.867 15.933 16.209 16.157 16.351 15.666
Demanda 2009 15.898 15.702 15.952 16.749 17.243 16.962 16.604 17.057 17.337 17.289 17.248 17.264
Demanda 2010 15.502 15.591 15.807 15.681 15.599 15.471 15.488 15.919 15.936 16.755 16.115 15.558
Demanda 2011 15.782 15.940 16.711 16.491 16.895 17.069 16.579 16.763 17.157 16.658 16.933 16.563
Demanda 2012 15.887 16.225 16.651 17.026 17.551 17.541 17.123 17.307 17.965 17.827 18.357 17.516
15.535
15.551
16.183 16.351
17.243 17.337
15.807
16.755
17.069
17.157
17.551
18.357
14.200
15.200
16.200
17.200
18.200
Mw
. Demanda máxima mensual en Venezuela
Período: 2007 al 2012 (Sin considerar la demanda no consumida por las Empresas Básicas)
El valor más alto mes
de Noviembre 2012
Demanda Máxima Mensual
Demanda Máxima
2013: 17.707 Mw
(no indican el mes)
10
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Capacidad Instalada 20.633 20.276 20.059 20.408 19.657 20.399 21.198 21.849 22.398 22.402 23.154 23.674 24.838 25.704 27.723 29.200
Demanda Máxima 10.854 11.230 11.938 12.463 12.813 13.052 13.807 14.687 15.945 15.551 16.351 17.337 17.705 17.157 18.357 17.577
Holgura 47,39% 44,61% 40,49% 38,93% 34,82% 36,02% 34,87% 32,78% 28,81% 30,58% 29,38% 26,77% 28,72% 33,25% 33,78% 39,80%
20.633 20.276
20.059
20.408
19.657
20.399 21.198
21.849 22.398
22.402
23.154 23.674 24.838
25.704
27.723 29.200
10.854
11.230 11.938 12.463
12.813
13.052
13.807 14.687
15.945
15.551
16.351 17.337
17.705 17.157
18.357
17.577
47,39%
44,61%
40,49%
38,93%
34,82%
36,02% 34,87%
32,78%
28,81%
30,58% 29,38%
26,77%
28,72% 33,25%
33,78%
39,80%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
8.000
13.000
18.000
23.000
28.000
33.000
38.000
43.000
48.000
MW
Capacidad Instalada del SEN y Demanda Máxima
Período 1999 - 2013
Demanda Eléctrica y Capacidad Instalada
11
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Capacidad Instalada 20.633 20.276 20.059 20.408 19.657 20.399 21.198 21.849 22.398 22.402 23.154 23.674 24.838 25.704 27.723 29.200
Demanda Máxima 10.854 11.230 11.938 12.463 12.813 13.052 13.807 14.687 15.945 15.551 16.351 17.337 17.855 18.257 19.457 18.677
Holgura 47,39% 44,61% 40,49% 38,93% 34,82% 36,02% 34,87% 32,78% 28,81% 30,58% 29,38% 26,77% 28,11% 28,97% 29,82% 36,04%
20.633 20.276
20.059
20.408
19.657
20.399 21.198
21.849 22.398
22.402
23.154 23.674 24.838
25.704
27.723 29.200
10.854
11.230 11.938 12.463
12.813
13.052
13.807 14.687
15.945
15.551
16.351 17.337
17.855 18.257
19.457
18.677
47,39%
44,61%
40,49%
38,93%
34,82%
36,02% 34,87%
32,78%
28,81%
30,58% 29,38%
26,77%
28,11%
28,97% 29,82%
36,04%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
8.000
13.000
18.000
23.000
28.000
33.000
38.000
43.000
48.000
MW
Capacidad Instalada del SEN y Demanda Máxima
Período 1999 - 2013
Demanda Eléctrica y Capacidad Instalada
Al incluir la demanda no consumida por las Empresas Básicas de Guayana (1.100 Mw)
12
55 52 44 56 52
86 92 113
151
339 337
Interrupciones de Servicio Mayores a 100 Mw.
Fuente: Ing. Miguel Lara G. Basado en información de OPSIS
Las interrupciones de servicio se incrementan en los años 2009 y
2010 debido a la baja disponibilidad del sistema
13
Potencia Promedio Interrumpida (MW) y Número de Interrupciones del Servicio Eléctrico. Año 2012
276 Interrupciones Mayores a 100 MW en el Año 2012
Interrupciones de Servicio Mayores a 100 Mw.
14
En el 2012 se dejaron de facturar 42.564 GWh, 7.22 % más que
en el año 2011; lo que equivale al 33.5 % del total generado, y al
93 % del total de generación del Parque Térmico.
Pérdidas de Energía
Índices del Sector Eléctrico según Países Latinoamericanos. Año 2011
15
16
Fenómeno El Niño
Influencia del Fenómeno El Niño El Fenómeno El Niño causa sequías en unas partes del mundo y
lluvias en otras.
Venezuela
17
El Niño La Niña
Deslave de
Vargas
Sequía del 2002 - 2003
Sequía del 2009 -2010
Sequía de 1998
Última Sequía 2013
Deslave del Río Limón
Tormenta Bred
Lluvias Dic. 2010
Influencia del Fenómeno El Niño
Histórico del Índice de Temperatura Superficial del Mar
18
El International Reserch Institute (IRI) de la Universidad de
Columbia USA, predice para noviembre-diciembre-enero una
influencia del Fenómeno El Niño del 78%, lo cual implica que si
actualmente existe una fuerte sequía, la situación empeorará.
Influencia del Fenómeno El Niño
19
Influencia del Fenómeno El Niño Según información del IRI – Columbia USA, se puede prolongar
la sequía para junio-Julio-agosto, con probabilidades de que
las precipitaciones estén por debajo de lo normal entre el 40%
al 45% y con una incidencia del Fenómeno El Niño de un 67%
20
Precipitaciones en Upata Centro de Observación Monitoreo en Upata Municipio Piar
Registro de Precipitación 2008 - 2013
1340 mm de precipitación en el año 2008
1151 mm de precipitación en el año 2009
1687 mm de precipitación en el año 2010
1537 mm de precipitación en el año 2011
1226 mm de precipitación en el año 2012
1061 mm de precipitación en el año 2013
Registro Año 2013 24 mm en enero 18 mm en febrero 5 mm en marzo 90 mm en abril 64 mm en mayo 90 mm en junio 188 mm en julio 141 mm en agosto 129 mm en septiembre. 14 mm en octubre 178 mm en noviembre 120 mm en diciembre
Registro Año 2014 54 mm en enero 20 mm en febrero 2 mm en marzo 6 mm en abril 5 mm hasta el 25 de mayo
21
Según información de José Aguilar, los registros
históricos sobre el comportamiento de la central
hidroeléctrica de Guri, señalan que en 2013 el caudal
del Caroní disminuyó en 6,4% respecto a 2012.
Damián Prat, en su última columna de “Público y
Confidencial” reporta la siguiente información:
1. Los caudales que han ingresado a Guri hasta el 16
de mayo promedian 2.100 m3/seg, cuando el
promedio histórico para mayo es de 4.700 m3/seg.
2. En abril los caudales también estuvieron 20% por
debajo del histórico de ese mes.
La página web de Corpoelec que indica diariamente los
niveles del embalse muestra un descenso de 7 cm/día.
Disminución del caudal en Guri
22
Nivel del Embalse de Guri
Fuente: Página Web de Corpoelec
262,00
261,49
261,28
261,19
261,04
260,84
260,76
260,54
260,30
260,50
260,70
260,90
261,10
261,30
261,50
261,70
261,90
262,10
Me
tro
s s
ob
re e
l n
ive
l d
el m
ar
6/5/14 12/5/14 15/5/14 16/5/14 19/5/14 22/5/14 23/5/14 26/5/14
Nivel 262,00 261,49 261,28 261,19 261,04 260,84 260,76 260,54
Desciende 7 cm diarios
23
NIVEL MÁXIMO 271 m
NIVEL 26 MAYO 2014 260,54 m
NIVELES DE OPERACIÓN DEL EMBALSE GURI.
Enero
54 mm
Febrero
20 mm
Marzo
2 mm
OPERAR POR DEBAJO DE LA
COTA 240 IMPLICA PARAR UN
NÚMERO DE UNIDADES
EQUIVALENTE A 5000 MW O 9
CIUDADES COMO CIUDAD
GUAYANA O 25 CIUDADES
COMO SAN FELIX O 100
CIUDADES COMO UPATA
NIVEL MÍNIMO 240 m
CAUDAL
TURBINADO
Precipitaciones
2014
NIVEL 4 SEPTIEMBRE 2013 271 m
Nivel del Embalse de Guri
Abril
6 mm
CAÍDA DE NIVEL = 34%
RESPECTO AL NIVEL MÍNIMO
DE LA 2ª ETAPA
24
NIVEL AGUAS ABAJO 127 m.s.n.m.
UNIDADES 13 Y 14
UNIDADES
11,12, 15, 16,
17, 18, 19 Y
20
236 m.s.n.m.
219 m.s.n.m.
CAIDA NETA MÍNIMA SM 2
(100 mts)
228.5 m.s.n.m
217 m.s.n.m.
4 m SUMERGENCIA 240 m.s.n.m
Nivel mínimo
de Operación
UNIDADES
1 a 10
196.5 m.s.n.m.
UBICACIÓN DE LAS TOMAS DE AGUA DE LAS UNIDADES DE GURI
Rehabilitadas:
11, 12, 17 y 19
Rehabilitadas:
13 y 14
Nivel del Embalse de Guri
Unidad 16 en
rehabilitación
Unidades 5 y 10
en mantenimiento
5.600 Mw.
1.400 Mw.
3.000 Mw.
Fuera de Servicio
Más de 2.000 Mw.
Unidades 8 y 9
rehabilitadas
Nota: No incluye las perdidas de eficiencia por carga hidráulica
Unidades rehabilitadas SM 1: 340 Mw c/u
Unidades rehabilitadas SM 2: 760 Mw c/u
Unidad 2 en
rehabilitación
Estado de unidades al 20-02-2013 y al 12-10-2013 (Unidad 20)
Unidad 20 en
mantenimiento
25
Histórico de Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m). Años 2005 al 2012
260,54 260,76 (26 de Mayo 2014)
26
Pérdidas de Generación en Guri (2009 · 2010)
En la medida que cae la altura, disminuye la potencia generada.
Se perdieron 1.200 Mw. de generación en Guri desde el 12/12/2009 hasta el
24/04/2010, para un mismo volumen turbinado de 4.600 m3/seg.
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
7.000
7.500
12/1
2/2
009
19/1
2/2
009
26/1
2/2
009
02/0
1/2
010
09/0
1/2
010
16/0
1/2
010
23/0
1/2
010
30/0
1/2
010
06/0
2/2
010
13/0
2/2
010
20/0
2/2
010
27/0
2/2
010
06/0
3/2
010
13/0
3/2
010
20/0
3/2
010
27/0
3/2
010
03/0
4/2
010
10/0
4/2
010
17/0
4/2
010
24/0
4/2
010
M3
/Se
g -
Mw
.
Días
Central Hidroeléctrica Simón Bolívar Volúmen Turbinado - Potencia Generada
Vol Turbinado
Potencia Guri
6.600 Mw.
5.400 Mw.
4.600 m3/seg. 4.600 m3/seg.
27
Pérdidas de Nivel del Embalse de Guri
244.55 m (10-05-2003)
248.36 m (Abril-2010)
250 m (02-04-2003)
260.54 m (26-05-2014)
270.96 m (01-01-2009)
264.44 m (Junio-2009) 3,90 m
10,42
m
270.96 m (01-01-2009)
28
Enero 2000 - Diciembre 2010
Histórico de Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m.)
260,54 (26 de Mayo 2014)
Nivel 248,36
Abril 2010 Nivel 244.55
Abril 2003
29
En 10 de abril de 2003, el
embalse de Guri llegó a la cota
mínima histórica de 244,55
m.s.n.m. producto del período
seco 2001–2003
No existía suficiente capacidad
de Generación Termoeléctrica
En abril de 2003 entró en
funcionamiento la Planta
Hidroeléctrica de Caruachi
que incorporó 2.280 MW.
La construcción de Caruachi
se había iniciado en 1994
Esto permitió aliviar la presión existente hasta el año 2006
Entra en operación la Planta de Caruachi
30
Influencia del Fenómeno El Niño en Panamá
07-05-2014 - A pesar de que desde la semana pasada está
lloviendo en diferentes puntos del país, los embalses de las
hidroeléctricas de Bayano y Fortuna se mantienen con
poca agua. Esta situación obliga a mantener las medidas
de ahorro ordenadas por la Secretaría de Energía
El embalse de Bayano, que tiene
una extensión de 35 mil hectáreas,
tenía tres metros por arriba del nivel
crítico, mientras que Fortuna
registraba 14 metros sobre el nivel
mínimo del mar.
La situación inquieta al sector, porque según el pronóstico
de los embalses de Bayano y Fortuna para lo que resta del
año es entre 17% y 20% por debajo de los niveles de 2013.
31
Influencia del Fenómeno El Niño en Colombia
Colombia sufrió un apagón producto del fenómeno del
Niño entre 1991 y 1992 durante el gobierno de César
Gaviria, debido a que los embalses que generaban energía
quedaron sin reservas, lo que obligó a racionar la
electricidad. Hubo cambio de hora y cortes diarios de luz
en todo el país nunca antes visto en la historia colombiana
También hubo manifestaciones similares entre 1997 y
1998 (el más fuerte) y entre el 2002 y el 2003. El más
reciente se registró entre 2009 y mediados del 2010.
Ómar Franco, director del Instituto de Hidrología,
Meteorología y Estudios Ambientales, informó que los
análisis de predicción climática señalan que la
probabilidad de que El Niño se presente en Colombia
entre julio y septiembre se acerca al 68% y la de que su
fase máxima de desarrollo ocurra entre octubre de 2014 y
enero de 2015 es del 79%. 32
Colombia suspendió a partir del 1º de Mayo el suministro de gas a Venezuela
Colombia suspendió el suministro de gas natural debido a
la inminente sequía que se anuncia para los próximos
meses.
El ministro de Minas y Energía colombiano, Amylkar
Acosta, manifestó: “Es una previsión, porque en estos
momentos hay una gran presión sobre los precios de la
energía en la bolsa y esa presión obedece en gran medida
a que hay insuficiencia en el suministro de gas para que
operen las térmicas”
Agregó, además, que “tenemos que actuar con diligencia
para evitar que esa tendencia se mantenga y al mismo
tiempo, para poder aprestarnos al sector para enfrentar
una eventual contingencia que se pueda derivar del
Fenómeno del Niño, si es que se llega a dar”.
33
El 12 de Octubre de 2007, se inauguró el gasoducto Antonio
Ricaurte, para poder recibir 150 MMPCD de gas colombiano.
Gasoducto Antonio Ricaurte
• Colombia suministraría gas metano hasta el año 2012,
fecha en la que Venezuela iniciaría el suministro a
Colombia
• Lamentablemente, hoy en el año 2014, aún no estamos
en capacidad de suministrar gas a Colombia
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Disponibilidad de Gas Natural
Sector Demanda
Máxima (MPCD)
Año de
Ocurrencia
Suministro
2012 (MPCD)
Déficit
(MPCD)
Petroquímico 465 2006 430 -35
Siderúrgico 560 2005 285 -275
Cemento 125 1998 105 -20
Manufactura 305 1998 190 -115
Domestico 125 2012 125 0
Eléctrico 655 2002 645 -10
Nuevo Eléctrico 765 2012 0 -765
Operaciones Petroleras 7010 2012 5730 -1280
Total 10.010 7.510 -2.500
Venezuela le compra a Colombia (Ecopetrol y Chevron) un máximo de 200 MPCD. Los volúmenes de gas son utilizados para alimentar a las plantas eléctricas Rafael Urdaneta, Ramón Laguna y Termozulia y a la Petroquímica El Tablazo.
El déficit en el año 2012 fue de 2.500 MPCD
Fuente: Ing. Nelson Hernández (Incluye el volumen importado a Colombia) 35
Disponibilidad de Gas Natural
Fuente: Ing. Nelson Hernández 36
Disponibilidad
Año1998
Año1999
Año2000
Año2001
Año2002
Año2003
Año2004
Año2005
Año2006
Año2007
Año2008
Año2009
Año2010
Año2011
Año2012
Año2012
Guayana
Margen 3933 3363 2746 2081 1695 1664 1541 1070 -11 327 -144 -842 -524 -860 -1981 -3081
3.933
3.363
2.746
2.081 1.695
1.664 1.541
1.070
(11)
327
(144)
(842)
(524)
(860)
(1.981)
(3.081) -3600
-2600
-1600
-600
400
1400
2400
3400
4400
M w
Reserva
¡Déficit!
Margen Operacional del Sistema Eléctrico Nacional (Período 1998-2012)
Fuente: Grupo Ricardo Zuloaga 37
Proyecto Hidroeléctrico Tocoma
Tocoma
38
Proyectos paralizados
No se debe privilegiar la expansión en generación térmica para un déficit temporal,
dejando a un lado sistemas hidráulicos que aporten importantes bloques energía
Ante una hidrología seca, los niveles de Guri se podrían
haber controlado si se hubiese terminado oportunamente
la Central Hidroeléctrica de Tocoma, ya que Tocoma
forma parte del grupo de centrales hidroeléctricas que
operan en cascada aguas abajo de Guri y con la misma
agua turbinada por Guri
La Central Hidroeléctrica de Tocoma se planificó
inicialmente para iniciar su construcción en el 2000 y ser
finalizada el 2012, a un costo de US$ 3.000 millones.
Debido a la mala administración y a los retrasos de los
contratistas, el costo ha escalado más del doble: US$
7.000 millones para septiembre de 2013, según el
ministro Chacón y a US$ 10.000 millones en el 2014
según el sindicato de trabajadores de Corpoelec
Proyecto Hidroeléctrico Tocoma
39
Proyecto Hidroeléctrico Tocoma
40
Proyecto Hidroeléctrico Tocoma El 18 de enero de 2012 el presidente Hugo Chávez en compañía de Enrique Pescarmona, presidente de la empresa argentina Impsa anunció: “El 9 de septiembre (de 2012) estaremos poniendo en marcha la primera unidad generadora de Tocoma”. El hito del 9 de septiembre un mes antes de las elecciones no se cumplió.
Según Damián Prat: “Tocoma ya lleva cuatro años de atraso y los últimos trece meses en parálisis casi total en medio de fuertes polémicas por la falta de presupuesto del gobierno, las escaladas de costos de la constructora brasileña y la presunta incapacidad de una transnacional de Argentina para fabricar e instalar las turbinas”.
Chacón aseguró que hay un problema con el cierre del financiamiento: “Son unos US$ 2 mil millones que faltan y actualmente lo estamos discutiendo con el Ministerio de Finanzas”. Chacón anunció que la primera turbina debería comenzar a funcionar en mayo o junio de 2014.
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UNIDADES URIBANTE
DORADAS
DORADAS
CAMBURITO CAMBURITO CAPARO
PRESAS La Honda Las Cuevas Borde Seco La Vueltosa
Cota de la cresta m.s.n.m 1.111,00 715 320 320
Altura Máxima al cauce m 140, 00 115 120 130
CENTRALES San Agatón La Colorada La Vueltosa
Capacidad instalada MW 300 460 514 + 257 (2ª etapa )
Turbinas Pelton Francis Francis
Número de unidades 2 2 2 + 1 (2ª etapa )
Potencia nominal MW 2x153 2x228 3x257
Altura neta de diseño m 350 348 104
Proyectos Hidroeléctricos de Uribante - Caparo
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Desarrollo Uribante - Doradas
La Central Hidroeléctrica San Agatón comenzó a generar 300 MW el año 1.987. Actualmente, la unidad Nº 1 de 150 Mw, está fuera de servicio (en rehabilitación).
Desarrollo Doradas - Camburito
Paralizado por CADAFE en 1987
Desarrollo Cambutrito - Caparo
Las presas Borde Seco y la Vueltosa se terminaron en 1997 y el llenado se inició en el 2001. Existe un problema en las compuertas de los túneles de descarga (no cierran)
La Central Hidroeléctrica de La Vueltosa (Fabricio Ojeda) debió haberse terminado en el 2006. Actualmente, tiene la Unidad Nº 1 instalada y en proceso de pruebas. Chacón había anunciado su inauguración para Noviembre 2013, lo cual no ha ocurrido.
De los 1.575 MW proyectados, solo funcionan 150 Mw
Proyectos Hidroeléctricos de Uribante - Caparo
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Centrales Termoeléctricas atrasadas o con Problemas
1. Planta Termocentro - El Sitio (Estado Miranda), proyecto que originalmente ejecutaría La EDC, pero que luego pasó a manos de Corpoelec, que a su vez subcontrató a la española Durofelguera. De los 1.080 MW prometidos, se encuentran activos 780 MW. La planta debió culminarse en 2011.
2. Las Plantas Antonio José de Sucre y Juan Valdez (Estado Sucre); así como la Tamare y Bachaquero (Estado Zulia) se encuentran paralizadas; las dos últimas ni siquiera aparecen en el cronograma de obras, aunque fuentes de Pdvsa y Corpoelec aseguran que las turbinas fueron compradas.
3. Centrales con problemas: Planta Centro generando apenas 400 Mw, Termozulia con la Unidad 1 que deja de inyectar 230 Mw y Tacoa con las unidades 7 al 9 produciendo 700 Mw cuando su capacidad instalada es de 1.200 Mw
44
No se cumplieron
Fuente: José Luis Cordeiro con datos de EDELCA
Incapacidad para enfrentar una Hidrología Seca
45
1 Falta de Gas
Parque Hídrico y Térmico
deteriorado 2
Sin terminar
Tocoma y La
Vueltosa 3
Incapacidad para enfrentar una Hidrología Seca
4 Sin terminar
Termocentro, Planta
Sucre, Juan Valdez,
Tamare y Bachaquero
5 Dificultades para el
suministro de
combustibles líquidos
6 Sobre
explotación
de Guri
El gobierno debe poner en operación Tocoma y La Vueltosa de lo contrario tendrá que aumentar el racionamiento
Crisis
Eléctrica
Los racionamientos que se originen no serán por causa de la hidrología seca, sino por las fallas de Corpoelec en adecuar
la infraestructura para enfrentar la sequía 46
Ante la posibilidad de que el Gobierno Nacional otorgue
al sector industrial los dólares requeridos para recuperar
la producción, con lo que se recuperará la demanda que
existía en el 2012; si descienden por la sequía los niveles
de Guri y otros embalses a cotas críticas, nos
preguntamos:
¿ESTARÁ EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL A
FINALES DE ESTE AÑO Y EN LOS PRIMEROS
MESES DEL PRÓXIMO EN CAPACIDAD DE
SUPLIR LA DEMANDA SIN IMPLEMENTAR
FUERTES RACIONAMIENTOS ?
CONSECUENCIAS
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“Muchos países se han desarrollado
sin petróleo, pero ninguno lo ha hecho
sin electricidad”
Francisco Aguerrevere con motivo de los
100 años de La Electricidad de Caracas
¡La ANIH y el CIV como asesores del Estado
y defensores del interés público debe exigir
rendición de cuentas!
¿Por qué se retrasan las obras, cuanto dinero se ha
perdido y quienes son los responsables de esta crisis que
tiene ya más de 8 años?
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Gracias por su atención
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