5HIOH[LRQHV \ 3URSXHVWDV HQ 0DWHULD GH

5HIOH[LRQHV\
3URSXHVWDVHQ
0DWHULDGH(QHUJtD
$FDGHPLDGH&LHQFLDV(FRQyPLFDV\6RFLDOHV
$FDGHPLDGH&LHQFLDV)tVLFDV0DWHPiWLFDV\
1DWXUDOHV
$FDGHPLDGHOD,QJHQLHUtD\HO+iELWDW
$FDGHPLDGH&LHQFLDV3ROtWLFDV\6RFLDOHV
,OXVLRQHV PRQHWDULDV HQ HO iPELWR HQHUJpWLFR
5HIOH[LRQHV\
3URSXHVWDV
HQ0DWHULD
GH(QHUJtD
$FDGHPLD GH &LHQFLDV (FRQyPLFDV \ 6RFLDOHV
5HIOH[LRQHV\3URSXHVWDVHQ0DWHULDGH(QHUJtD
‹ &RPLWp LQWHUDFDGpPLFR DFDGHPLDV QDFLRQDOHV
‹ $FDGHPLD GH &LHQFLDV )tVLFDV 0DWHPiWLFDV \ 1DWXUDOHV
9HQH]XHOD
&DUDFDV ,6%1
'HSyVLWR /HJDO OI
'LVHxR \ 0RQWDMH $QWRQLR 0DFKDGR$OOLVRQ
9HUVLyQ 'LJLWDO
,OXVLRQHV PRQHWDULDV HQ HO iPELWR HQHUJpWLFR
&RQWHQLGR
$FDGHPLD 1DFLRQDO GH &LHQFLDV (FRQyPLFDV
,OXVLRQHV 0RQHWDULDV HQ HO ÈPELWR (QHUJpWLFR
&RQVHFXHQFLDV 3ROtWLFDV
/XLV 0DWD 0ROOHMDV
,QWURGXFFLyQ
&RQGLFLRQDQWHV *HRSROtWLFRV
,QGHSHQGHQFLD (QHUJpWLFD
/RV &RQIOLFWRV GH 9DORUDFLyQ HO 6LVWHPD ,QWHUQD
FLRQDO GH 3DJRV \ OD 'LQiPLFD (VSHFODWLYD
/RV 6XEVLGLRV *HQHUDOL]DGRV \ HO %UHDN(YHQ 3RLQW
)LVFDO
'LYHUVLILFDFLyQ GH )XHQWHV 5LHVJRV 7HFQROyJLFRV \
(FRQyPLFRV
0DQHMR 3ROtWLFR GHO 3RWHQFLDO GH 5HFXUVRV
/D 'LQiPLFD 1RPLQDO GH ORV 3UHFLRV \ GH OD
'LVWULEXFLyQ GH ORV ([FHGHQWHV
5HVXPHQ \ &RQFOXVLRQHV
$SpQGLFHV
$SpQGLFH
$SpQGLFH
$SpQGLFH
$SpQGLFH (VWDGtVWLFR
1RWDV $FDGHPLD GH &LHQFLDV (FRQyPLFDV \ 6RFLDOHV
$FDGHPLD GH &LHQFLDV )tVLFDV 0DWHPiWLFDV
\ 1DWXUDOHV
3HUVSHFWLYDV 7HFQROyJLFDV (QHUJpWLFDV \
2SRUWXQLGDGHV GH ,QYHVWLJDFLyQ \ GHVDUUROOR
&RQVHFXHQFLDV SDUD 9HQH]XHOD
, ,QWURGXFFLyQ
,, &RQVHFXHQFLDV SDUD 9HQH]XHOD GHO 'HVDUUROOR
(QHUJpWLFR 3RVLEOH
(GXDUGR %XUR] &DVWLOOR
,,, (Q SURFXUD GHO Pi[LPR DSURYHFKDPLHQWR GH
QXHVWURV KLGURFDUEXURV H[WUDSHVDGRV
&pVDU 4XLQWLQL 5RVDOHV ,9 )XHQWHV GH (QHUJtD QR &RQYHQFLRQDOHV 8Q 1XHYR
5HWR 7HFQROyJLFR (FRQyPLFR \ $PELHQWDO
5DIDHO /DLUHW 9 +LGURFDUEXURV HQ \DFLPLHQWRV QR FRQYHQFLRQDOHV
HQ 9HQH]XHOD
/LOLDQD /ySH] 9, *DV 1DWXUDO XQD $OWHUQDWLYD (QHUJpWLFD HQ &UH
FLPLHQWR 2SFLRQHV GH 9DORUL]DFLyQ
0LUH\D 5 *ROGZDVVHU \ 'D\VL 5RMDV 9,, %LRHQHUJtD FRQ EDVH HQ OD %LRPDVD
'D\VL 5RMDV \ 0LUH\D 5 *ROGZDVVHU 9,,, *HQHUDFLyQ \ DOPDFHQDPLHQWR GH HQHUJtD
HOHFWURTXtPLFD 2SRUWXQLGDGHV SDUD 9HQH]XHOD
-RUJH 0RVWDQ\ \ %HQMDPtQ 5 6FKDULINHU ,; (Q 5HODFLyQ D OD (QHUJtD (yOLFD
0LUH\D *ROGZDVVHU ; $YDQFHV SUHYLVLEOHV HQ OD JHQHUDFLyQ WUDQVPLVLyQ
\ GLVWULEXFLyQ GH HOHFWULFLGDG
-RVp 0DQXHO $OOHU ;, &RQFOXVLRQHV *HQHUDOHV 5HFRPHQGDFLRQHV ,OXVLRQHV PRQHWDULDV HQ HO iPELWR HQHUJpWLFR
$FDGHPLD 1DFLRQDO GH OD ,QJHQLHUtD \ HO
+iELWDW
3URSXHVWDV VREUH HO GHVDUUROOR HQHUJpWLFR GH
9HQH]XHOD
,QWURGXFFLyQ
*RQ]DOR 0RUDOHV 5RO GH OD (QHUJtD HQ HO 'HVDUUROOR 1DFLRQDO
$UQROGR - *DEDOGyQ (O (VFHQDULR 0XQGLDO
5HFXUVRV 0XQGLDOHV
-RVp , 0RUHQR /HyQ 9HQH]XHOD HQ HO &RQWH[WR 0XQGLDO (QHUJpWLFR
)XWXUR
1HOVRQ +HUQiQGH] \ -XDQ / 0DUWtQH] ,QYHUVLRQHV HQ & \ 7 HQ HQHUJtDV
-RVp 0DQXHO 0DUWtQH] 1XHVWUD 5LTXH]D (QHUJpWLFD (QHUJtD )yVLO
&RQVHMR (GLWRULDO \ 1HOVRQ +HUQiQGH] (QHUJtD +LGURHOpFWULFD
-HV~V $ *yPH] 0 \ -RVp 0 3pUH] * (QHUJtDV $OWHUQDV HQ HO )XWXUR
*RQ]DOR - 0RUDOHV 'HPDQGD 1DFLRQDO GH (QHUJtD 6HFWRU 7UDQVSRUWH
&pVDU 4XLQWLQL 6HFWRU ,QGXVWULDO
$OIUHGR 9LORULD 6HFWRU 8UEDQR
-HV~V $ *yPH] 2IHUWD 1DFLRQDO GH (QHUJtD (YROXFLyQ GH OD ,QGXVWULD 3HWUROHUD
9HQH]RODQD
)HUQDQGR 6iQFKH] /D ,QGXVWULD (OpFWULFD 9HQH]RODQD +LVWRULD
\ /HJLVODFLyQ
-RVp 0DQXHO $OOHU & $FDGHPLD GH &LHQFLDV (FRQyPLFDV \ 6RFLDOHV
2SRUWXQLGDGHV GH ([SRUWDFLyQ 2SRUWXQLGDGHV HQ /D )DMD GHO 2ULQRFR
'LHJR *RQ]iOH] 2SRUWXQLGDGHV HQ 0DWHULD GH *DV 1DWXUDO
'LHJR *RQ]iOH] 2SRUWXQLGDGHV GH ([SRUWDFLyQ GH 'HULYDGRV
GHO 3HWUyOHR \ GHO *DV 1DWXUDO 2SRUWXQLGDGHV GH ([SRUWDFLyQ GH 3URGXF
WRV GH 5HILQDFLyQ GH 3HWUyOHR
(OL]DEHWK &UX] 2SRUWXQLGDGHV SDUD OD ,QGXVWULD 3HWUR
TXtPLFD 9HQH]RODQD
(GXDUGR 3UDVHOM 2SRUWXQLGDGHV GH ([SRUWDFLyQ GH OD
,QGXVWULD 4XtPLFD
$OIUHGR 9LORULD \ *XVWDYR &DUUHUR 5HFXSHUDFLyQ GH OD 6HJXULGDG \ OD &RQILDELOLGDG
2SHUDFLRQDO GH ODV 5HILQHUtDV GH 9HQH]XHOD
-XDQ / 0DUWtQH] \ )UDQFLVFR - /DUUDxDJD 'HVDUUROOR (QHUJpWLFR \ 5LHVJRV $PELHQWDOHV
$QtEDO $ODUFyQ 1RUPDWLYD /HJDO 1HFHVDULD $VSHFWRV ,QVWLWXFLRQDOHV \ 1RUPDWLYRV
'LHJR *RQ]iOH] /H\HV GHO 6HUYLFLR (OpFWULFR \ 9tFWRU 3ROHR 8]FiWHJXL 3ROtWLFD SDUD HO 'HVDUUROOR (QHUJpWLFR 3ROtWLFD (QHUJpWLFD ,QWHJUDO
&pVDU 4XLQWLQL 3ROtWLFD 3HWUROHUD
5XEpQ &DUR \ &DUORV 5D~O &DQDUG &RQFOXVLRQHV \ 5HFRPHQGDFLRQHV
&RQVHMR (GLWRULDO LQWHJUDGR SRU (GXDUGR %XUR]
*RQ]DOR 0RUDOHV &pVDU 4XLQWLQL \ 0DQXHO 7RUUHV
3DUUD ,OXVLRQHV PRQHWDULDV HQ HO iPELWR HQHUJpWLFR
$FDGHPLD GH &LHQFLDV 3ROtWLFDV \ 6RFLDOHV
'HVDUUROOR GH QXHYRV LQVWUXPHQWRV SDUD OD
JHVWLyQ GH ODV HQHUJtDV DOWHUQDWLYDV
(XJHQLR +HUQiQGH]%UHWyQ
/D UHJXODFLyQ OHJDO GH ODV IXHQWHV GH HQHUJtD /DV IXHQWHV GH HQHUJtD FRQYHQFLRQDO )XHQWHV GH HQHUJtDV DOWHUQDWLYDV /D QRUPDWLYD VREUH ODV IXHQWHV GH HQHUJtDV DOWHUQD
WLYDV 5HJLVWUR 1DFLRQDO GH (QHUJtDV 5HQRYDEOHV /H\ 2UJiQLFD GHO 6LVWHPD \ 6HUYLFLR (OpFWULFR /H\ GH 8VR 5DFLRQDO \ (ILFLHQWH GH OD (QHUJtD (O OODPDGR ³3ODQ GH OD 3DWUtD ´ $OJXQDV OHJLVODFLRQHV H[WUDQMHUDV UHFLHQWHV 8QD PLUDGD KDFLD HO IXWXUR $FDGHPLD GH &LHQFLDV (FRQyPLFDV \ 6RFLDOHV
3UyORJR
/D FROHFFLyQ GH SODQWHDPLHQWRV \ DSRUWHV SDUD OD VROX
FLyQ D DOJXQRV GH ORV JUDQGHV SUREOHPDV QDFLRQDOHV TXH
DQXDOPHQWH ODV $FDGHPLDV 1DFLRQDOHV KDFHQ DO SDtV D WUD
YpV GHO &RPLWp ,QWHUDFDGpPLFR OOHJD D VX WHUFHU YROXPHQ
(VWD YH] DFDGpPLFRV \ H[SHUWRV LQYLWDGRV VH KDQ GHGL
FDGR DO WHPD HQHUJpWLFR XQD PDWHULD GH LQWHUpV PXQGLDO
\ GH VXPD LPSRUWDQFLD SDUD QXHVWUR SDtV GHSHQGLHQWH GH
OD HFRQRPtD GH ORV KLGURFDUEXURV
'DGD OD QDWXUDOH]D GHO WHPD VHOHFFLRQDGR DMHQR D OD
HVSHFLDOLGDG GH DOJXQDV $FDGHPLDV VROR KDQ FRQWULEXLGR
HQ VX HODERUDFLyQ MXULVWDV HFRQRPLVWDV LQJHQLHURV \ SUR
IHVLRQDOHV GH OD FLHQFLD TXH GHVGH ODV SHUVSHFWLYDV GH VXV
iUHDV GH FRPSHWHQFLD KDQ HQIRFDGR SUREOHPDV UHODFLR
QDGRV FRQ OD JHQHUDFLyQ XVR OHJLVODFLyQ \ HIHFWRV HFRQy
PLFRV GH ODV GLIHUHQWHV IRUPDV GH HQHUJtD GLVSRQLEOHV
GHVGH HO SHWUyOHR JDV QDWXUDO FDUEyQ HQHUJtD QXFOHDU
KDVWD ODV SURYHQLHQWHV GH IXHQWHV UHQRYDEOHV
/D $FDGHPLD &LHQFLDV (FRQyPLFDV HQ HO FDStWXOR ,OX
VLRQHV 0RQHWDULDV HQ HO ÈPELWR (QHUJpWLFR OODPD OD
DWHQFLyQ VREUH ORV FRQIOLFWRV HFRQyPLFRV ORV \ FRQIOLFWRV
GH SRGHU GH GRPLQDFLyQ VRFLDO HQWUH ORV DJHQWHV SURGXF
WRUHV \ ORV LPSRUWDGRUHV \ DXQ HQWUH JUXSRV GH LQWHUHVHV
HQ HO VHQR GH XQ PLVPR SDtV (Q HVWH VHQWLGR UHVDOWD
TXH ³OD HVWDELOLGDG ILVFDO \ HFRQyPLFD GH 9HQH]XHOD VH
WRUQD XQ REMHWLYR LPSRVLEOH GH DOFDQ]DU HQ HO FRUWR SOD
]R GH SHUVLVWLU ODV SUiFWLFDV GH JDVWRV S~EOLFRV YLJHQWHV \
GH SURORQJDU ORV VXEVLGLRV GH QDWXUDOH]D SROtWLFD TXH
RWRUJD OD SUHVHQWH $GPLQLVWUDFLyQ D VXV DOLDGRV SROtWL
FRV´ < TXH ³/RV FiOFXORV GLVSRQLEOHV SDUD HO FDVR YH
QH]RODQR PXHVWUDQ TXH VyOR ODV PiV DOWDV H[SHFWDWLYDV
GH SUHFLRV IXWXURV E DOFDQ]DUtD SDUD HTXLOLEUDU
DQXDOPHQWH ODV FXHQWDV ILVFDOHV YHQH]RODQDV PRVWUDQGR
HO DOWR ULHVJR GH LQVROYHQFLD \ H[SOLFDQGR HO MXHJR HVSH
FXODWLYR DOUHGHGRU GHO GyODU \ OD FRQVHFXHQWH LQIODFLyQ´
,OXVLRQHV PRQHWDULDV HQ HO iPELWR HQHUJpWLFR
/D $FDGHPLD GH &LHQFLDV )tVLFDV 0DWHPiWLFDV \ 1DWX
UDOHV HQ VX FDStWXOR DQDOL]D OD VLWXDFLyQ HQHUJpWLFD GH
9HQH]XHOD KDFH pQIDVLV HQ ODV SHUVSHFWLYDV WHFQROyJLFDV
HQHUJpWLFDV \ ODV RSRUWXQLGDGHV GH LQYHVWLJDFLyQ \ GHVD
UUROOR D OD OX] GH ORV FDPELRV TXH SRGUtDQ RFXUULU GH
DFXHUGR DO PRGHOR GH GHVDUUROOR DFWXDO EDVDGR HQ OD H[
SRUWDFLyQ GH KLGURFDUEXURV \ HQ ODV JHVWLRQHV TXH VH
WHQGUtDQ TXH HPSUHQGHU SDUD PRGHUDU VXV HIHFWRV QHJDWL
YRV \ SRWHQFLDU ORV SRVLWLYRV 3URSRQH FRQWLQXDU \ SUR
IXQGL]DU ORV HVIXHU]RV SDUD UHGXFLU HO LPSDFWR DPELHQWDO
FHQWUiQGRVH HQ HO WUDWDPLHQWR GH ORV HIOXHQWHV < D QLYHO
JOREDO FRQVLGHUD HO GHVDUUROOR GH \DFLPLHQWRV GH KLGURFDU
EXURV ³QR FRQYHQFLRQDOHV´ FRPR ORV FUXGRV SHVDGRV \
H[WUDSHVDGRV HO JDV \ SHWUyOHR DVRFLDGR D OXWLWDV \ ORV
KLGUDWRV GH PHWDQR TXH SODQWHDQ UHWRV HQ OR WHFQROyJL
FR HFRQyPLFR \ DPELHQWDO
&RPR VXJHUHQFLDV PX\ UHOHYDQWHV SDUD HO IXWXUR ORV
DXWRUHV LQVLVWHQ HQ TXH ³9HQH]XHOD QR GHEHUtD DEDQGRQDU
HO XVR GH VXV UHFXUVRV HQHUJpWLFRV UHQRYDEOHV FRPR ORV
KLGURHOpFWULFRV VLQ UHDOL]DU XQ HVFUXWLQLR H[KDXVWLYR UHOH
YDQWHV GH HVWH FDStWXOR HQFRQWUDPRV TXH GH VXV SRVLELOL
GDGHV PXFKDV GH HOODV D~Q QR HVWXGLDGDV´ 4XH ³ODV
FLUFXQVWDQFLDV PXQGLDOHV LPSRQHQ XQ GLDORJR SHUPD
QHQWH GHO FRQRFLPLHQWR HQHUJpWLFR \ DPELHQWDO WDQWR HQ
HO iPELWR DFDGpPLFR FRPR HQ HO LQVWLWXFLRQDO \ HQ HO
HPSUHVDULDO GHO SDtV´
(Q XQ FDStWXOR GH PiV GH GRVFLHQWDV FLQFXHQWD SiJL
QDV OD $FDGHPLD GH ,QJHQLHUtD \ HO +iELWDW VH UHILHUH D
XQD JUDQ GLYHUVLGDG GH DVSHFWRV FDGD XQR GH HOORV FRQ
VXV UHVSHFWLYDV FRQFOXVLRQHV \ UHFRPHQGDFLRQHV 3URYHH
XQD YLVLyQ SDQRUiPLFD GH WDQWRV DVSHFWRV LPSRUWDQWHV
TXH HQ HVWH SUyORJR QR SXHGHQ PiV TXH QRPEUDUVH (Q
WUH HOORV UHVDOWDQ OD HQHUJtD HQ HO GHVDUUROOR QDFLRQDO \
QXHVWUD ULTXH]D HQHUJpWLFD HQ HO FRQWH[WR HQHUJpWLFR
PXQGLDO OD HQHUJtD KLGURHOpFWULFD \ ODV HQHUJtDV DOWHUQDV
HQ HO IXWXUR 7DPELpQ KDFH UHIHUHQFLD D RSRUWXQLGDGHV GH
([SRUWDFLyQ OD )DMD GHO 2ULQRFR ORV GHULYDGRV GHO SHWUy
OHR \ HO JDV QDWXUDO \ OD ,QGXVWULD 3HWURTXtPLFD 9HQH]R
$FDGHPLD GH &LHQFLDV (FRQyPLFDV \ 6RFLDOHV
ODQD (YROXFLyQ GH OD LQGXVWULD SHWUROHUD YHQH]RODQD OD
UHFXSHUDFLyQ GH OD VHJXULGDG \ OD FRQILDELOLGDG RSHUDFLR
QDO GH ODV UHILQHUtDV DVt FRPR ORV ULHVJRV DPELHQWDOHV \
ODV QRUPDWLYDV OHJDOHV VRQ WHPDV
)LQDOPHQWH OD $FDGHPLD GH &LHQFLDV 3ROtWLFDV \ 6RFLD
OHV VH FHQWUD HQ OD UHJXODFLyQ OHJDO GH ODV IXHQWHV GH
HQHUJtD FRQYHQFLRQDO \ DOWHUQDWLYD HQIRFiQGRVH HQ OD
/D QRUPDWLYD VREUH ODV IXHQWHV GH HQHUJtDV DOWHUQDWLYDV
(Q HVWH DVSHFWR DGYLHUWH TXH ³HO PiV UHFLHQWH GH ORV LQV
WUXPHQWRV OHJDOHV UHODWLYRV DO XVR \ DSURYHFKDPLHQWR GH
ODV IXHQWHV GH HQHUJtDV DOWHUQDWLYDV HV HO OODPDGR 3ODQ GH
OD 3DWULD FX\R WtWXOR RILFLDO HV /tQHDV *HQHUDOHV GHO 3ODQ
GH OD 3DWULD SUR\HFWR QDFLRQDO 6LPyQ %ROtYDU DSUREDGR
SRU OD $VDPEOHD 1DFLRQDO GH GH GLFLHPEUH GH ´
TXH VL ELHQ ³WLHQH HO UDQJR GH XQD OH\ SRU VHU GLFWDGR
HQ HMHFXFLyQ LQPHGLDWD GH OD &RQVWLWXFLyQ QR WLHQH QL
OD IXHU]D QL HO YDORU GH XQD OH\ \ SRU OR WDQWR QR
SXHGH GHURJDU QL PRGLILFDU ODV OH\HV QL DIHFWDU OR UHJX
ODGR SRU HVWDV (Q WDO VHQWLGR OD HMHFXFLyQ GH OR HVWDEOH
FLGR HQ HO OODPDGR 3ODQ GH OD 3DWULD GHEH VXSHGLWDUVH \
QR SXHGH LPSRQHUVH D OD OHJLVODFLyQ H[LVWHQWH´ 7DPELpQ
VH UHILHUH HO FDStWXOR DO 5HJLVWUR 1DFLRQDO GH (QHUJtDV
5HQRYDEOHV /H\ 2UJiQLFD GHO 6LVWHPD \ 6HUYLFLR (OpFWUL
FR /H\ GH 8VR 5DFLRQDO \ (ILFLHQWH GH OD (QHUJtD
(VSHUDPRV TXH ORV DSRUWHV GH HVWH FRQMXQWR GH H[SHU
WRV TXH KDQ SXHVWR VX FRQRFLPLHQWR \ VX H[SHULHQFLD DO
VHUYLFLR GH ORV PHMRUHV LQWHUHVHV GHO SDtV D WUDYpV GH VXV
UHIOH[LRQHV \ SURSXHVWDV SXHGD VHU ~WLO SDUD XQ UHSHQVDU
GHO SDtV TXH WDQWR OR QHFHVLWD
&ODXGLR%LIDQR
&RRUGLQDGRUGHO&RPLWp,QWHUDFDGpPLFR
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
Academia Nacional
de
Ciencias Económicas
Ilusiones Monetarias en el
Ámbito Energético:
Consecuencias Políticas
11
12
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Luis Mata Mollejas
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
13
INTRODUCCIÓN
Los Intereses en Conflicto en Torno a la Energía
La economía del mundo se mueve sobre el uso y disponibilidad de fuentes energéticas. En todas partes se necesita: a) un uso óptimo de la combinación de fuentes
no renovables: petróleo, gas natural, carbón, energía nuclear y otras energías provenientes de fuentes renovables
(contaminantes y no contaminantes)2 en función de las
disponibilidades de la geografía nacional y b) de una negociación óptima en términos geopolíticos cuando deban
usarse energías provenientes de fuentes extranjeras. Debiendo decirse que la decisión para determinar la combinación óptima de fuentes no es un asunto simple. Ella
conlleva conflictos económicos o de valoración para el
intercambio y conflictos de poder de dominación social
entre los agentes productores y los importadores y aun
entre grupos de intereses en el seno de un mismo país.
En efecto, en los países exportadores los principales
intereses en contradicción son los de quienes privilegian
el uso de los recursos monetarios proveniente de las exportaciones, para usarlos como “capital acumulado”, o
palanca de desarrollo, y los de quienes privilegian el uso
de tales recursos como medios de pago para obtener bienes de consumo mediante las importaciones; debiendo
decirse que la élite política no es insensible a esa contradicción y en buena parte proclive, en función de retener
el poder en el corto plazo, de inclinarse por el subsidio
del gasto en consumo de los ingresos provenientes de la
exportación, como instrumento de captación política.
En cuanto a los grandes importadores energéticos el
principal interés económico reside en la seguridad del suministro de la energía a bajo costo; mientras que el interés político predominante es conservar o adquirir
14
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
preponderancia mundial para facilitar el logro del suministro al costo conveniente.
Describir, analizar y extraer conclusiones de este cuadro de conflictos va más allá del análisis convencional de
mercado sobre las cantidades ofrecidas, demandadas y
precios, obligandonos a utilizar una visión compleja para
entresacar o develar las interacciones más relevantes con
los conflictos de valoración o el devenir histórico del Sistema Internacional de Pagos y de sus consecuencias
geopolíticas1.
Para ello el ensayo utilizará como guía de la exposición la Figura 1, construida a la manera de los esquemas usados para estudiar los conjuntos matemáticos
elaborados por Euler-Venn; la cual proporciona una guía
para la discusión de las interrelaciones más sobresalientes, al considerar, como detonantes de los procesos económicos políticos las mencionadas confrontaciones de
intereses.
En dicha figura los solapamientos duales verticales señalan los conflictos en un mismo país y los solapamientos duales horizontales los conflictos entre los
países. Los solapamientos triples señalan los conflictos
entre países y la consideración del conflicto interno de
uno de ellos: (numerados 1 y 4) para los exportadores
netos y (2, 3) para los importadores netos. El solapamiento cuádruple corresponde al momentum político
económico global en torno a la dinámica de los precios
nominales y de la distribución de los excedentes.
Para la determinación del momentum político actual,
dando por conocidos los hitos más importantes de la historia económica y energética durante los siglos XIX y
XX, resumiremos las circunstancias más relevantes al inicio
del siglo XXI según los distintos solapamientos, para señalar en las conclusiones, las perspectivas mundiales y las
acciones encaminadas a fortalecer la defensa de los intereses venezolanos.
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
15
Intereses Económicos
Uso del excedente
como capital Conflictos de
acumulado
valoración
2
3
4
Conservación
del poder
Independencia
energética
5
Subsidios
generalizados
Importadores
Netos
Exportadores
Netos
1
Seguridad de
suministro de
bajo costo
Condicionantes Conservación de la
geopolíticas
preponderancia
mundial
Intereses Políticos
1.
2.
3.
4.
5.
Análisis del break-even point fiscal.
Influencia del Sistema Internacional de Pagos.
Diversificación de fuentes y determinación de
riesgos económicos y tecnológicos
Control del potencial de recursos.
Dinámica especulativa o dinámica de los precios
nominales y de la distribución del excedente.
Figura 1. Componentes de la Geoeconomía Energética.
Condicionantes Geopolíticos
En relación a la dinámica geopolítica, la historia, a
partir de la Primera Guerra Mundial, proporciona antecedentes que destacan perfiles esenciales de la presente
situación mundial.
En efecto, al término de dicha guerra los intereses
británicos y franceses se repartieron las provincias que
en el Oriente Medio tenía el Imperio Otomano; crearon
empresas como las antecesoras de la British Petroleum
(BP) y Estados semi-coloniales precursores de los actuales que señorean el norte de África, la Península Arábiga
16
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
y las áreas ribereñas del Golfo Pérsico. Rusia conservó
las zonas petrolíferas al norte de los mares Negro y
Caspio4, compartiéndolas en baja proporción con los Estados ribereños desprendidos de los desaparecidos imperios Austro-Húngaro y Otomano. Esta circunstancia la
convierte en la única potencia euro-asiática con potencial
de independencia energética, limitado básicamente por
los requerimientos tecnológicos5.
En América la revolución mexicana (1910) y la subsiguiente nacionalización petrolera (1936) estimularon la
exploración y la explotación en Venezuela; al tiempo que
los Estados Unidos, mediante acuerdos económicos y militares con Inglaterra creaba áreas de influencia en todo
el planeta, que procuraban coadyubar a la búsqueda de
su independencia energética; asunto que devendrá en
una constante de la política estadounidense a lo largo del
siglo XX6.
Independencia Energética
En la actualidad, luego de la disolución de la URSS7,
y de los trastornos en su producción petrolera, los Estados Unidos, se constituyen en el único súper poder mundial; dominan las técnicas más avanzadas de explotación
petrolera y energética en general8; ejercen importante
control militar sobre el Medio y Lejano Oriente, y conviven con un comercio energético globalizado sometido a
una dinámica especulativa.
A lo dicho, para completar el resumen de las líneas
maestras de la actual situación geoenergética, basta añadir:
1º) qué la reciente industrialización de China procura la
concertación comercial en áreas con reservas de fuentes
energéticas fósiles como África; 2º) qué Rusia, bajo
Vladimir Putin (2000-2013), ha logrado recuperar la
producción petrolera con algunas alianzas con empresas
occidentales, como BP, en las áreas tradicionales y adelanta proyectos para la explotación en la próxima década
de yacimientos ubicados en el frente Ártico9; 3º) qué los
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
17
nuevos Estados de Azerbaiyán, Kazakhastan y
Turkmenistán, desprendidos de la URSS y ribereños del
Mar Caspio, con el propósito de lograr su subsistencia
política, han logrado acuerdos para incorporar al mercado mundial sus recursos petrolíferos y gasíferos 10; los
cuales diversifican las opciones de suministro para Europa; 4°) qué los hidratos de gas con explotación creciente
en los Estados Unidos y en Australia, con precios competitivos11, están complementando la oferta de hidrocarburos tradicionales, representando una opción que suaviza la visión que se tenía sobre las disponibilidades de
energía a finales del siglo XX: por lo cual son menores
los temores de agotamiento del petróleo y del carbón al
tiempo que las fuentes no tradicionales también aumentan su oferta, aunque las limitaciones para su uso masivo levanta problemas no resueltos: entre los cuales hay
que mencionar la contaminación de las aguas del subsuelo y el mejor rendimiento del carbón en la generación
de electricidad; 5°) qué en el desenvolvimiento político
algunos exportadores netos, como Arabia Saudita escogieron como pivote de su estrategia el constituir empresas mixtas, lo cual trasladó al seno de la gerencia la
tarea de conciliar los intereses económicos y políticos en
contradicción; mientras que otros países, como Venezuela, al crear empresas estatales, sujetaron el devenir petrolero a las negociaciones en el ámbito político. De allí
que, en la opción de empresas mixtas la corriente de
inversión para expandir el potencial productivo aparece
con menos sobresaltos que en la opción de las empresas
estatales; 6°) qué en Suramérica los indicadores económicos muestran un retroceso que “africanizan” la importancia geopolítica del subcontinente, tal como lo muestra
el Cuadro 1 al descender sostenidamente su ingreso per
cápita en relación a los obtenidos en Norteamérica, Europa y Asia-Oceanía entre 1960 y 2011; debiendo decirse
además que mientras Europa y Asia aumentaban su comercio intrarregional, al pasar del 8,9% (PIB:1985) al
16% (PIB: 2006) y del 7,6% (PIB: 1985) al 9,9% (PIB:
2006) respectivamente la América Latina lo hacía del
6,5
26,0
19,0
47,0
1
1
1
2,9
23,7
% Población Mundial
% PIB Mundial
% Exportación Mundial
PIB Percápita (d)
% del Y relativo al más alto en 1960
% de Y relativo al más alto en 2008
% de Y relativo al más alto en 2011
% de Energéticos: Reservas
% de Energéticos: Refinación
7,7
15,4
0,26
0,27
0,41
13,0
5,0
6,0
7,5
10,5
Sur (b)
28,6
11,1
0,80
1
1
38,0
20,5
30,5
8,0
3,0
E uropa
10,9
29,1
0,13
0,09
0,17
6,0
10,5
3,2
18,0
24,0
y África
Medio Oriente
25,9
42,5
0,35
0,30
0,20
25,0
45,0
34,2
60,0
48,0
Oceanía (c)
Asia-
Fuente: Mata Mollejas, L. (2011:132). a) Incluye a México, b) Incluye Centroamérica y el Caribe,
c) incluye a Rusia, d) Miles de dólares.
14,5
Norte (a)
América del América del
% Superficie Mundial
Continentes
1. Características Geoeconómicas de las Masas Continentales. En el Debut del Siglo XXI (2007-
Características
Cuadro
2011)
18
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
19
1,4% (PIB: 1985) al 3,2% (PIB: 2006); es decir, el
subcontinente se hacía más dependiente del comercio de
materias primas con los países industriales12; y 7°) que
la alianza financiera entre Washington y Londres, permite al mundo anglosajón poner coto a los eventuales y
por el momento auto frenados apetitos geopolíticos de la
Unión Europea.
Los Conflictos de Valoración, el Sistema Internacional de Pagos y la Dinámica Especulativa
El análisis habitual destaca que sobre los condicionantes del mercado, o circunstancias coyunturales de la
oferta y la demanda mundiales, ejercen influencia decisiva los eventos de la política internacional; signada a partir de 1970 por los eventos políticos del Medio Oriente en
el caso del petróleo y por los accidentes en las instalaciones proveedoras de energía eléctrica por medios atómicos, como los de Three Miles Island (1979), en
Estados Unidos, Chernóbil en Rusia (1986) y Fukushima
Daiichi en Japón (2011). Estos análisis apenas si hacen
mención de un asunto que consideramos transcendental:
la dinámica especulativa asociada a la sostenida devaluación del dólar estadounidense usado como medio de pago
principal del comercio internacional; devaluación que se
asocia a la abrogación del sistema internacional de pagos
en 1972; y a la consecuente minusvalía del FMI.
En efecto, como es ampliamente conocido, la decisión
unilateral de los Estados Unidos de abandonar el régimen de paridad fija establecido sobre la base de la referencia a un precio estable para el oro, devino en la
flotación generalizada de las divisas; con el agravante de
que al ser los Estados Unidos el primer oferente de la
liquidez internacional conlleva implícito el déficit de la
balanza comercial de ese país13. Al unírsele por razones
de la política económica interna y de la geopolítica el
déficit fiscal, se produce la consecuente devaluación del
dólar y el alza de los precios sustantivos de los bienes
tranzados en el comercio internacional como lo muestra
20
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
el Cuadro 2; entre los cuales los combustibles fósiles y
los minerales estratégicos representan aproximadamente
un 50% del total; de acuerdo a las cifras manejadas por
las principales firmas de comercialización de materias
primas y citadas por el informe 2012 “les Marches
Mondiaux” que copiamos en el Cuadro 314.
Cuadro 2, Índice de Precios de los Bienes Transados
en los Mercados Mundiales 2005 = 100.
Tipo de Bienes
Junio
2012
Sept,
2012
Marzo
2013
Todos los Ítems
176,2
196,2
181,5
165,0
198,3
239,2
206,2
180,6
Alimenticios
169,5
156,2
167,0
159,1
Metales
146,2
149,1
150,9
144,4
87,5
95,1
96,3
98,6
Alimentos
Dic,
2013
Industriales no
Petróleo
(West Texas= $/b)
Oro$ la onza troy 1.313,3
1.694,0
1.599,3
1.207,9
Fuente: The Economist, Economic and Financial Indicators,
en la fecha señalada.
Ahora bien, al examinar la asociación señalada o relación entre los precios del oro y los del petróleo en un
contexto de largo plazo, tal como se señala en el Cuadro
4; ahi se observa que dichas relaciones muestran proporciones estables dentro de un mismo Sistema Internacional de Pagos (SIP) y variaciones sensibles en los momentos de transformación del SIP.
Lo dicho resta credibilidad o verosimilitud a la hipótesis
según la cual el curso a largo plazo de los precios del petróleo se explica por los eventos de la coyuntura política15.
En efecto, en el periodo que corresponde a la flotación
generalizada, las proporciones muestran mayores desvia-
100
81
80
79
75
57
46
46
30
29
15
11
Koch (1920 – Wichita)
ADM (1902 – Decatur)
Guavor (1997 – Genève)
Trafigura (1993 – Genève)
Mercuria (2004 – Genève )
Noble (1966 – Hong Kong)
Louis Dreyfus (1851 –Paris) Genève
Bunge (1818 – Anvers) White Plains – USA
Wilma (1991 – Singapour)
Arcadia (1988 - Londres
Mabanaft (1950 - Rotterdam
Olam (1980 – Singapour)
Fuente: Les marches Mondiaux (2012) Económica, p.175; Paris
145
108
Negocios
Anuales $/mrds
150
Vitol (1966 – Rotterdam Genève)
Cargill (1865 – Minneapolis)
Glencore (1974 – Zug)
Firmas
Energía, metales y Productos
agrícolas
Petróleo, metales y azúcar
Materias primas y productos
agrícolas
Energía
Cacao y granos
Petróleo y carbón
Energía y metales
Energía
Energía, mineral de hierro,
granos y azúcar
Algodón, granos y frutas
Granos, azúcar y oleaginosas
Granos, azúcar y oligenosas
Petróleo
Petróleo
Productos agrícolas
Rubros de negocios
Cuadro 3. Principales Firmas del Negocio Mundial de Materias Primas
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
21
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
35,0
35,0
35,0
35,0
176
466
330,8
611,4
1447,5
1880-89
1890-90
1900-09
1910- 19
1920-29*
1930-39
1940-49
1950-59
1960-69
1970-79
1980-89
1990-99
2000-09
2010-13
Oro
Oro Sterling
Oro Dólar
Flotación
10,52
25,76
18,33
49,9
99,85
1,36
1,88
1,88
1,1
1,65
1,09
0,86
0,92
0,82
3,64
2,33
$/b
0,079
0,061
0,048
0,095
0,065
0,038
0,053
0,053
0,053
0,079
0,035
0,041
0,044
0,039
0,175
0,113
RelaciónPetróleo/Oro
7,9
6,1
4,8
9,5
6,5
3,8
5,3
5,3
5,3
7,9
3,5
4,1
4,4
3,9
17,5
11,3
%
(Promedio Decenal)
fixing AM. (*) Crisis del SIP
Nota: Precio del Petróleo 1900 – 1944 US average, 1995 – 1983 Arabia Light y 1983 -2013 Brent. Precio del oro:
Fuente: British Petroleum World Council
20,7
20,7
1860-69
1870-79*
Oro Plata
$ Onza Troy
Década
Patrones SPI
Cuadro 4. Sistemas Monetarios Internacionales y Relación Precio Petróleo/Oro
22
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
23
ciones, asociadas con las negociaciones de compra venta
de futuros relacionados con las transformaciones de las
reglas de operación de las bolsas de valores y su vinculación con las instituciones financieras internacionales o
“Big Bang” financiero, o dinámica especulativa exacerbada a partir de 198016; por lo cual el análisis primario
sobre las proporciones se substituye por el econométrico
de cointegración; obteniéndose el mismo resultado de estabilidad17 a largo plazo. De donde se infiere: 1o) que la
incidencia de los eventos políticos no se traduce en cambios tendenciales o persistentes sobre los precios; y 2o) la
relevancia de considerar la influencia sobre los precios
del proceso de valoración, relacionado con los SIP; habida cuenta que no se vislumbra acción alguna tendente a su
transformación, por ser el actual SIP un instrumento de
apoyo a la hegemonía estadounidense.
Al respecto debemos destacar: 1o) que los actuales
países emergentes, que podrían tener interés en cambiar
el Sistema Internacional de Pagos, incluidos los que en
el pasado enfrentaron políticamente la hegemonía internacional estadounidense: Rusia y China, se han plegado
a las prácticas internacionales de pagos al admitir como
componente importante de las reservasde divisas de sus
bancos centrales los bonos del tesoro estadounidense18; y
2o) que la Unión Europea y el euro, no son aspirantes
actuales a la hegemonía; por el hecho económico de ser
Londres aliado incondicional19 en las prácticas financieras de Washington y por el hecho político de que la
Alemania actual se niega a seguir la conducta geopolítica practicada entre 1930 y 194020; y gestiona en el
ámbito económico un acuerdo de libre cambio con los
Estados Unidos que parece ridículo, si consideramos las
tarifas aduaneras aplicadas por Estados Unidos a Europa
(3,5%) y por Europa a los Estados Unidos (5,3%)21.
En conclusión, la dinámica alcista de los precios de los
bienes energéticos en los últimos cuatro decenios está
asociada al comportamiento del Sistema Internacional de
Pagos; sin que se presenten perspectivas de cambios, por
24
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
constituir dicho sistema una pieza clave en la hegemonía
estadounidense.
Los Subsidios Generalizados y el Break-Even
Point Fiscal
Podemos partir del principio pragmático de que las
élites políticas tienen como propósito constante el conservar el poder, a los efectos de potenciar el logro de sus
propósitos de largo plazo. Ello lleva a las prácticas totalitarias en los Estados en donde las instituciones que responden a los intereses de la sociedad civil son débiles por
razones socio-históricas, y al uso de los subsidios como
instrumento electoral en otros regímenes políticos cuando la coyuntura política los hace parecer útiles22, en un
contexto de corto plazo.
En el caso de los veinte países del Medio Oriente, trece han evolucionado hacia formas republicanas y siete
conservan sus monarquías constitucionales23. Demográficamente cuentan con 428,5 millones de habitantes y entre los primeros están los más poblados 24 y en los
segundos la densidad demográfica es baja; coincidiendo
que los primeros, con excepción de Irak e Irán son
dominantemente importadores energéticos y los segundos
predominantemente exportadores, con algunas de las reservas petroleras más grande del planeta. Pero, en todos
ellos, la propensión a subsidiar el consumo es alta por
razones geográficas asociadas al clima desértico y al político (mantener el statu–quo)25. En consecuencia, tienden a ser fiscalmente deficitarios, con la excepción de
algunos países de la Península Arábiga.
El punto de interés económico mundial es que a partir
del término de la Segunda Guerra Mundial la generalización de la política llamada de Bienestar Social y una
interpretación laxa del keynesianismo, relajo los principios de disciplina y equilibrio fiscal, en todas partes, estimulando el endeudamiento para financiar el gasto corriente asociado al propósito distributivo. La evaluación
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
25
de las consecuencias indeseables a largo plazo de estos
hábitos está imponiendo el estudio de indicadores de eficiencia para la política fiscal, que incluye entre otros
indicadores el llamado break-even point fiscal, aplicado
preferentemente a los países en donde los ingresos fiscales ordinarios fuertemente dependientes de las exportaciones de commodities y el uso del endeudamiento externo incrementa los riesgos de inviabilidad fiscal26.
Para 2012 los escasos datos divulgados sobre el precio
requerido del petróleo para balancear los presupuestos
fiscales en tales países, señalan un monto cercano a los
$/b 80 para Arabia Saudita y de $/b 116 para Rusia27,
Un cálculo aproximado para Venezuela, según los cuadros 5 y 6 (Figs, 1 y 2), país que muestra un persistente
déficit fiscal, arroja un sobre precio necesario para 2012
de $/b de 2028; referido a los precios de la cesta venezolana y alternativamente al precio WTI. Cuando hacemos
el cálculo con un saldo de deuda total pública y de
PDVSA, por aproximadamente dólares 80 mil millones
para ser usado a lo largo de 10 años, el sobre precio
promedio de dólar por barril resultante, suponiendo el
volumen de las exportaciones constantes (2,4 m, de b,),
excede los $/b 40. Debiendo decir que los particulares
convenios con China, que obligan a pagos en especie por
350,000 barriles diarios29, limita la posibilidad de expandir la producción en el corto plazo; y, en consecuencia,
el sobreprecio necesario seria mayor. Así, solo las más
altas expectativas de precios futuros ($/b, 145) alcanzaría para equilibrar anualmente las cuentas fiscales venezolanas; mostrando el alto riesgo de insolvencia y explicando el juego especulativo existente alrededor del dólar
y la consecuente inflación.
En otras palabras, la estabilidad fiscal y económica de Venezuela se torna un objetivo imposible de
alcanzar en el corto plazo, de persistir las prácticas
de gastos públicos vigentes y de prolongar los subsidios de naturaleza geopolítica que otorga la presente Administración a sus aliados políticos.
71.895,80
86.427,93
-14.532,13
103,46
124,37
20,91
Ingresos Totales de Venezuela (MM USD)
Egresos Totales de Venezuela (MM USD)
Déficit o superávit (MM USD)
Precio promedio cesta petrolera venezolana
(USD)
Cesta Petrolera Venezolana Requerida
(USD)
Diferencia (USD)
Fuente: CEPAL. Cálculos propios
382.424,45
2012
PIB de Venezuela (MM USD)
Años
17,51
118,51
101,00
12.342,81
83.551,30
71.208,49
316.482,19
2011
13,39
85,20
71 , 81
8.626,34
54.873,08
46.246,74
239.620,44
2010
2009
13,59
70,63
57,04
16.800,37
87.296,03
70.495,66
329.418,98
Cuadro 5 . Break-Even Fiscal por Barril de Petróleo en Venezuela USD Corrientes
26
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
71.895,80
86.427.93
-14.532,13
94,24
113,29
19,05
Ingresos Totales de Venezuela
(MM USD)
Egresos Totales de Venezuela
(MM USD)
Déficit o superávit (MM USD)
Precio promedio WTI (USD)
Precio WTI requerido (USD)
Diferencia (USD)
Fuente: CEPAL. Cálculos propios
382.424,45
2012
PIB de Venezuela (MM USD)
Años
61,80
8.626,34
54.873,08
46.246,74
239.620,44
2010
16,49 14,83
14,73
111,61 94,36 76,53
95,12 79,53
12.342,81
83.551,30
71,208.49
316.482,19
2011
Cuadro 6. USD Corrientes
16.800,37
87.296,03
70.495,66
329.418,98
2009
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
27
28
25
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
20,91
20
17,51
15
13,39
13,59
2010
2009
10
5
0
2012
2011
Figura 1. valores de diferencia de USD anual. Datos provenientes del Cuadro 5.
25
20
19,05
16,49
15
14,83
14,73
2010
2009
10
5
0
2012
2011
Figura 2. valores de diferencia de USD anual. Datos provenientes del Cuadro 6.
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
29
Como nota incidental, al revisar la historia institucional en Venezuela, se observa que la creación de
CORDIPLAN propició la política de subsidios al consumo
en forma de programas de asistencias social, que dispararon el gasto corriente; lo cual fue causa directa del
endeudamiento sostenido y la de recurrencia a los impuestos indirectos; asociado todo ello a un ablandamiento de la disciplina fiscal y al sometimiento de la política
monetaria a los intereses corto placista del gobierno de
turno; percibiendo los analistas políticos a la macropolítica económica como pro cíclica en atención a los ingresos petroleros30. De allí la sostenida observación de
nuestra Academia Nacional de Ciencias Económicas en
procura de la revisión urgente de las prácticas fiscales
seguidas desde el lejano año de 1970; agravadas en los
últimos tres lustros con los acuerdos comerciales con
China y con los subsidios a algunos países caribeños y
centro americanos.
Diversificación de Fuentes: Riesgos Tecnológicos
y Económicos
El Cuadro 8 del anexo estadístico muestra entre 1965
y 2012 que el consumo total de energías se cuadruplicó,
con un cambio sustantivo entre los usuarios. En efecto,
para 1965 los países desarrollados económicamente
(OCDE) absorbían dos tercios del total y para 2012 consumen menos del 50%.
En cuanto al consumo por fuentes, los casos del carbón y del gas también reflejan cambios importantes; debiendo destacar que el gas ocupa ahora el segundo lugar
que antes detentaba el carbón; siendo de notar que el
consumo mayoritario de este (2/3) ocurre en los países
en desarrollo31. El uso de la energía nuclear para generar electricidad se ha centuplicado, pero apenas representa el 10% del total y su consumo se concentra (90%) en
los países desarrollados32.
La más importante de las energías renovables, la hidroeléctrica representa un 20% del total y se concentra
30
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
en los países subdesarrollados con más del 50%33 y el
total de las otras energías no contaminantes apenas representa un 10% concentrado en los países desarrollados.
En cuanto a los usos de la energía y su contribución
al efecto invernadero, en el proceso de calentamiento
global las responsabilidades se atribuyen en el orden siguiente: generación de electricidad 24,9%; procesos industriales 19,0%; transportes 14,3% (de los cuales el
carretero es 10,5%) agricultura 13,8%; otras combustiones y desechos orgánicos 11,8%34.
Al considerar las tendencias en la combinación de
fuentes y usos, dentro de una perspectiva de corto plazo
nos lleva a la conclusión de que la fuente energética
más usada seguirá siendo el petróleo; por cuanto desde
el ángulo del comercio internacional las nuevas fuentes
de energías constituyen bienes económicos inferiores o
difícilmente comercializables al nivel internacional por
las limitaciones particulares que presentan.
En efecto, el gas no tiene un precio referencial universal: en los Estados Unidos está sometido a la oferta y a
la demanda; en Asia se comercializa mediante contratos
ligados al suministro de petróleo y en Europa se siguen
prácticas mixtas. Ello se debe en gran parte al alto costo
para su transporte (los gas-ductos requieren inversiones
cuantiosas y excepcionalmente son transnacionales) y las
poblaciones en los diversos países tienen apreciaciones
subjetivas acerca del riesgo ecológico y la seguridad en
su uso. Pero como los inconvenientes señalados en tiempo no definido se irán solucionando, comienzan a surgir
preocupaciones y modificaciones, por ahora menores,
que inquietan los productores mayores de gas natural en
cada área geográfica como Gazprom en Rusia35. Desde
el ángulo geoeconómico la comercialización del gas
hídrico a nivel mundial llevaría tener un precio referencial único; lo cual tendría como consecuencia un mayor sometimiento del ámbito energético a los juegos de
valoración del SIP.
2.400
41.700.000
504.000
3.900.000
110.000
46.000.000
Biomasa
Geotermia
Hidroelectricidad
Solar
Eólico
TOTAL
283.000
1.700
280.000
160
720
800
POTENCIAL
TÉCNICO
> 11.000
> 1.000
10.000
12
22
100
POTENCIAL
SUSTENTABLE
64,0
0,8
0,5
11,6
0,4
50, 3
PRODUCCIÓN
ANUAL
1971
1.353.891
1981
1.403.826
1991
1.385.202
2001
1.381.204
2009
Fuente: Alternatives Economiques Poche N 61, «L’économie Verte En Trente Questions», Pag. 43.
1.282.045 1.328.773
1961
Cuadro 8. Superficies Agrícolas Mundial, en Miles de Millones de Hectáreas.
Fuente: Alternatives Economiques Poche N 61, «L’économie Verte En Trente Questions», Pag. 68.
POTENCIAL
TEÓRICO
FUENTES
Cuadro 7. Fuentes Renovables: Potencial de las Diferentes Fuentes de Energías para 2008, en Exajoules
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
31
32
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
En cuanto a la energía hidráulica, ella requiere territorios/vírgenes con especificaciones geográficas en donde
es necesario evitar las catástrofes ecológicas, como la experimentada en la represa Las Tres Gargantas en China 36 y la energía nuclear está sometida a los riesgos
técnicos y a controles geopolíticos por las posibilidades
del uso no pacífico que el aprovechamiento pacífico
expandiría, Riesgo geopolítico al que se oponen los
miembros del club nuclear que mayoritariamente constituyen el Consejo de Seguridad de la ONU.
El uso extendido de otras energías renovables como
la fotovoltaica y la eólica, enfrentan limitaciones técnicas adicionales a las especificas de la variabilidad de las
condiciones climáticas y geográficas; suponiéndose que
las soluciones a mediano plazo residen en la posibilidad
de almacenamiento de productos intermedios como el
hidrogeno; siendo prematuro determinar con precisión el
futuro potencial de utilización al haber enormes diferencias entre el potencial teórico, el técnico y el sustentable,
de acuerdo al Cuadro 7.
Además, es evidente en cuanto al uso extendido de
los carburantes de origen agrícola, que existe un conflicto por el uso de tierras destinadas a la producción de
alimentos en descenso a nivel mundial, durante el último
decenio, de acuerdo con el Cuadro 8; lo que no deja de
ser un obstáculo serio para el futuro37.
En conclusión, el cambio más importante provendría
de la posible integración al comercio mundial del gas
hídrico; pero esto simplemente acentuaría las condiciones
de influencia del SIP y con ello la persistencia de las
condiciones geopolíticas heredadas.
Finalmente, otra nota incidental sobre el caso venezolano, nos dice que a comienzo de la década iniciada en
1970 se puso en marcha un programa tentativo con proyección a largo plazo para el uso de la energía nuclear,
Los celos administrativos de la para entonces recién
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
33
creada CADAFE suprimieron el ensayo; hasta el punto
de impedir la exploración y evaluación del potencial
uranífero en el país. Para ese momento la estulticia y la
ignorancia se dieron la mano y parecen seguir haciéndolo, con la consecuencia de causar el atraso en el conocimiento y aplicación potencial de esta opción energética,;
sobre la cual China e India adelantan proyectos para
reducir su demanda de petróleo y carbón en la próxima
década.
No siendo posible dejar de mencionar que el presente
cerco a las universidades venezolanas pone serias limitaciones al aprovechamiento de su potencial científico y
técnico para el aprovechamiento de las diferentes fuentes
energéticas.
Manejo Político del Potencial de Recursos
En los inicios de la industria, al final del siglo XIX y
con la creciente demanda para el transporte automovilístico, se inicio el temor por el agotamiento del petróleo;
aunque muy pronto, bajo
el control de John D,
Rockefeller, a partir de 1865, la adición de nuevos campos fue posible,, bajo la operación The Standard Oíl
Trust38. Al término de la Primera Guerra Mundial la
substitución del carbón por petróleo en la marina inglesa
impulso la explotación en las provincias del extinto Imperio Otomano, al punto que se hizo previsible el desplazamiento del corazón de la industria desde el Golfo de
México al Oriente Medio; lo cual amplio el horizonte
para la acción geopolítica estadounidense.
Durante la Segunda Guerra Mundial el control de las
áreas petroleras determinó en buena parte su conclusión.
Estados Unidos se volvió importador neto y la confrontación entre los productores locales y los abastecedores externos llevo a la imposición de cuotas a los exportadores,
quienes habiéndose beneficiado de la incorporación de
nuevas tecnologías podían abaratar costos y precios.
34
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
La decisión de las empresas de bajar los precios de
importación, provocó la decisión de cinco países exportadores netos de establecer la OPEP39 con el objetivo de
recuperar precios controlando la oferta. Ello no dio el
resultado esperado hasta el corte de suministros (embargo) impuesto por los miembros árabes de la OPEP
(Bagdad, 1973) lo cual contribuyó al aumento de los
precios, afectados por la devaluación del dólar.
En el lapso 1978-1981, los problemas monetarios y la
Revolución Iraní, modifican los precios, al tiempo que la
limitación temporal y selectiva de suministros; renovó la
preocupación por la posibilidad permanente de una declinación de la oferta de petróleo; al asociarse esta circunstancia con el recuerdo de las hipótesis de agotamiento de los Estudios del Club de Roma y por
remembranzas de las hipótesis de comportamiento geológico del Prof, M,K, Hubbert: The Hubbert s Peak.
Hoy se reconoce que, en la práctica el potencial no
responde a las hipótesis estáticas, ni en materia económica ni en materia tecnológica. Al respecto de este último
factor las nuevas tecnologías permiten explotar con más
intensidad yacimientos viejos y acrecentar las estimaciones
de reservas probadas con adiciones antes que con descubrimientos (Yergin, 2012:235-241) además de que las nuevas
tecnologías permiten la explotación económica de hidrocarburos tenidos antes como no convencionales.
En todo caso la OPEP puso en práctica cuotas limitadoras de producción reduciendo paulatinamente su
contribución a la oferta mundial (ver Cuadro 9) para
manipular precios que finalmente han subido, no por las
cuotas de producción convenidas, al abrir campo a otros
productores, sino por los resultados de la valoración del
producto relacionadas con el Sistema Internacional de
Pagos y las ventas a futuros asociadas al Big Bang financiero.
En síntesis, cabe decir que si bien la OPEP influye en
el direccionamiento de los flujos físicos (de donde vienen
48,0
27,08%
33,33%
39,58%
48,0
64,50%
33,30%
2,08%
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
29,68%
36,94%
63,06%
30,61%
6,33%
OCDE
OTROS
OPEP
37,87%
38,82%
52,66%
39,88%
7,46%
OCDE
OTROS
OPEP
23,01%
43,04%
33,95%
53,16%
39,36%
7,48%
OCDE
OTROS
OPEP
1,20%
35,97%
62,83%
41,7
1,89%
31,08%
67,03%
37,0
1,03%
41,13%
57,86%
38,9
-
33,33%
66,67%
27,0
M
56,35%
43,65%
-
41,7
73,51%
26,49%
-
37,0
60,67%
31,62%
-
38,9
66,67
33,33%
-
27,0
X
OPEP
OTROS
OCDE
MUNDO
2011
OPEP
OTROS
OCDE
MUNDO
2009
OPEP
OTROS
OCDE
MUNDO
2004
OPEP
OTROS
OCDE
MUNDO
1990
7,52%
40,32%
52,16%
87,8
7,62%
44,76%
47,62%
84,0
7,23%
32,77%
60%
83,0
6,65%
41,99%
51,36%
66,2
C
34,05
43,05%
22,89%
87,8
38,10%
40,48%
21,43%
84,0
35,54%
32,77%
31,08%
83,0
33,84%
43,50%
22,66%
66,2
P
Fuente: cálculos propios a partir de la información del cuadro N° 1A, pág. 36.
86,9
86,9
MUNDO
2010
84,5
23,31%
84,5
MUNDO
2006
75,8
33,38%
75,8
MUNDO
2000
P
C
1970
1,65%
37,74%
60,61%
42,4
1,10%
38,63%
60,27%
36,5
1,39%
31,94%
66,67%
36,0
0,77%
26,15%
73,08%
26,0
M
56,60%
43,40%
-
42,4
71,23%
28,77%
-
36,5
75%
25%
-
36.0
70%
30%
-
26,0
X
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
35
36
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
a donde van) tales acciones no determinan el total del
mercado y tampoco determinan establemente precio alguno; pues el precio nominal observado resulta de las
alternativas de valoración de los activos en los procesos
financieros considerando fundamentalmente las expectativas de las variaciones en los tipos de cambio.
En pocas palabras, el nivel de los precios nominales
es el resultado de una dinámica financiera…, y es utópico querer estabilizar los precios nominales de cualquier
materia prima en el mercado mundial si las tasas de
cambio son inestables.
La Dinámica Nominal de los Precios y de la
Distribución de los Excedentes
El caos al inicio de la industria a mediados del siglo
XIX, con: productores y compradores múltiples y minúsculos se tradujo en precios altos, que la organización
impuesta por Rockefeller, para asegurar los suministros
al consumidor final, devino en precios estables, al controlar el 90% del negocio en los Estados Unidos.
En ese país la decisión gubernamental de separar las
empresas en 1911, traspasó el control de los precios a los
actores gubernamentales que se preocupaban por el precio final al consumidor; pero las diversas compañías (las
celebres hermanas) al dividirse el mercado mundial con
sus pares europeas y fijar las reglas del juego del comercio internacional (Acuerdo de Achnacarry de 1928) dejaba a las gerencias gestionar el margen referencial para
obtener una renta particular, si bien se coordinaban las
distintas fases de operación de una industria que por las
altas inversiones iniciales solo podía tener éxito trabajando sobre la base de la integración vertical.
Ello funcionó a nivel planetario hasta la séptima década del siglo XX cuando ocurren los eventos que parecen
dar el control a la OPEP40 y a los sistemas de cuotas
que en la práctica será dejado de lado oficialmente en la
Reunión de Yakarta (1997) ante la perspectiva de creci-
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
37
miento de la demanda por el boom económico de los
llamados Tigres Asiáticos.
Cabe entonces recordar que los eventos monetarios y
fiscales en los Estados Unidos que determinaron el alza
de las tasas de interés en el ámbito mundial acabo con
dicho boom. Los precios que habían experimentado un
alza bajaron; para recuperarse sobre la base de la devaluación del dólar en los años siguientes; pues, como dijimos, la relación de precios entre el oro y el petróleo
muestra una notable estabilidad bajo todos los sistemas
de pago, a pesar de los variados eventos de la geopolítica
mundial y de la volatilidad nominal de los precios al
expresarse en términos de dólares.
De allí que en el presente orden mundial los actores
del Big Bang financiero: las bolsas de valores y las empresas que dominan el trafico de los principales bienes
transados en el comercio internacional condicionan los
precios de la OPEP, que son anunciados con posterioridad al movimiento de los precios en los mercados de los
derivados financieros y en el mercado spot del petróleo;
de donde resulta que la OPEP, en la práctica, es una
tomadora de precios. Y como la participación en el manejo de flujos es decreciente, como ya vimos, su ocaso
como institución influyente en el negocio petrolero equivale al crepúsculo de los dioses en política.
Queda claro entonces que en relación a la distribución
del excedente los actores más favorecidos durante la primera mitad del siglo XX fueron las empresas cartelizadas…, pues en el plano geopolítico los importadores
mantuvieron el control hasta que la aparición de las independientes y el mercado spot (1950-1960) debilitaron
su poder. A partir de 1972, como dijimos, el poder parece
pasar a manos de los exportadores; pero ello resultó ser
solo una ilusión, pues los cambios en el Sistema Internacional de Pagos en esa década y las innovaciones del Big
Bang financiero en la siguiente hicieron que los excedentes monetarios de los exportadores se colocaran en el
38
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
sistema financiero de los países desarrollados; siendo
ellos los mayores beneficiarios al cerrar todas las transacciones.
Podemos entonces precisar las condiciones de generación y distribución de la renta generada en el ámbito de
las fuentes energéticas:
1o. Cuando el producto se comercializa a nivel mundial el costo marginal limita la producción de las diversas regiones; y el más bajo determina la capacidad de
generar renta;
2o. La existencia de un sistema expandido de competencia interregional en la producción genera un precio
central de referencia en los mercados spot; los cuales, en
última instancia dependen de la valoración financiera,
asociada a la generación de liquidez proporcionada por el
Sistema Internacional de Pagos; por lo tanto es utópico
estabilizar precios nominales con tasas de cambio flexibles;
3o. La colocación de los excedentes monetarios de los
exportadores en el circuito financiero internacional hace
que los primeros beneficiarios sean los países desarrollados;
4o. El break-even point fiscal señala que tratar de
atrapar un excedente anticipadamente con deuda internacional es una falsa salida, y que el aprovechamiento
racional del excedente monetario depende en última instancia de la política fiscal en el ámbito nacional; y
5o. Que la interdependencia en un negocio globalizado
hace de la búsqueda de independencia energética una
ilusión.
RESUMEN Y CONCLUSIONES
La economía del mundo se mueve sobre el uso y disponibilidad de fuentes energéticas. En todas partes se necesita: a) un uso óptimo de la combinación de fuentes
no renovables: petróleo, gas natural y de esquistos, car-
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
39
bón, energía nuclear y otras energías provenientes de
fuentes renovables (contaminantes y no contaminantes)
en función de las disponibilidades de la geografía nacional; y b) de una negociación optima en términos geopolíticos cuando deban usarse energías provenientes de
fuentes extranjeras.
En dicho contexto las élites políticas nacionales tienen
como propósito constante el conservar el poder. Asociado
a ello, el punto de interés económico es que a partir del
término de la Segunda Guerra Mundial la generalización
de la política llamada de Bienestar Social y una interpretación laxa del keynesianismo, relajó los principios de
disciplina y equilibrio fiscal, estimulando el endeudamiento para financiar gasto corriente.
La evaluación de las consecuencias a largo plazo de
estos hábitos está imponiendo el estudio de indicadores
de eficiencia para la política fiscal, que incluye entre
otros indicadores el llamado break-even point fiscal, aplicado fundamentalmente en los países en donde los ingresos fiscales ordinarios y extraordinarios son fuertemente
dependientes de las exportaciones de commodities; por lo
cual el endeudamiento externo a cancelar con los excedentes del comercio conlleva riesgos de inviabilidad fiscal.
Los cálculos disponibles para el caso venezolano
muestran que sólo las más altas expectativas de precios
futuros ($/b, 145) alcanzaría para equilibrar anualmente
las cuentas fiscales venezolanas; mostrando el alto riesgo
de insolvencia y explicando el juego especulativo alrededor del dólar y la consecuente inflación, pues si bien es
cierto que la sostenida devaluación del dólar estadounidense usado como medio de pago principal del comercio
internacional, está íntimamente vinculada con el alza de
los precios sustantivos de los bienes tranzados en el comercio internacional, la estabilidad del precio del petróleo
en relación al oro permite a los importadores controlar el
margen de ganancias en el negocio global al depender los
precios nominales del comportamiento del SIP.
40
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
El primer corolario de esta conclusión es que los
exportadores sufren de ilusión monetaria cuando consideran que el alza de los precios nominales les proporciona cuotas partes crecientes de la renta.
El segundo corolario es que la OPEP, en la práctica,
es una tomadora de precios nominales. Y como la participación en el manejo de flujos es decreciente, su ocaso
como órgano político económico de los exportadores es
más que patético.
Lo cual nos lleva a dos preguntas pertinentes para el
caso venezolano:
¿Es indispensable someter el diseño de la política energética venezolana a los intereses de los integrantes con
mayor influencia política en la OPEP, la comunidad árabe, sabiendo que Arabia Saudita sigue una estrategia comercial basada en copar el mercado con precios bajos?
¿No es mucho más lógico revisar la experiencia de
Indonesia, México y Rusia y sentar las bases de la política petrolera venezolana sobre otros factores comerciales
(seguridad de suministro, entre otros) orientados a defender los intereses de desarrollo a largo plazo?
El tercer corolario referido a la perspectiva del
momentum, es que no hay indicios que haga probable
una modificación a corto plazo de las circunstancias
geoeconómicas y geopolíticas heredadas, al considerar
que la inclusión en el comercio mundial del gas hídrico
simplemente permitiría expandir los efectos de dominación del Sistema Internacional de Pagos y de la dinámica especulativa que genera.
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
41
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44
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
APÉNDICE N° 1
Nota Histórica: El concepto de Renta y los Conflictos de valoración
El examen de la producción petrolera entre 1870 y
1970 muestra la existencia de precios administrados en
los países industrializados y en los dominios de las fuentes proveedoras. Es conocidísimo el hecho de que el debut de la industria se asocia al nombre de John D,
Rockefeller y a la Standard Oíl Trust; considerado un
monopolio extremo en los Estados Unidos, por lo cual se
dictan en ese país la Sherman Anti trust Act de 1890 y
la orden de disolución en 1911.
Pero sus diversos fragmentos: la Standard Oíl of New
Jersey, of New York, of California, etc, en el plano internacional actuaron en conjunto para la firma del
Acuerdo de Achnacarry (1928) por medio del cual: 1°)
las fuentes de suministro se dividen entre norteamericanos y europeos (la Línea Roja) y 2°) el precio de referencia mundial consideraría el costo de producción en el
Golfo de México, al cual se le restaría el costo de transporte hasta allí para obtener el precio de adquisición en
las diversas partes del mundo. Este esquema se utilizaría
en esencia por las diferentes empresas cartelizadas (las
siete hermanas) hasta 1960.
Parte integrante del sistema está constituido por los
contratos de largo plazo de extracción: las concesiones
petroleras y sus componentes fiscales. En la medida de
la aparición del petróleo barato del Medio Oriente y de la
aparición de empresas independientes a partir de 1950
en Estados Unidos se impondría cuotas de importaciones,
por la pérdida de productividad (envejecimiento) de los
yacimientos locales.
La diferencia de productividad y de costos dará origen
al concepto de renta y al conflicto de su distribución
aplicando reglas fiscales. La división de los países pro-
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
45
ductores por rentas, la intervención de las independientes
y los controles de precio en el mercado estadounidense
estimula el nacimiento del mercado spot y el de la OPEP
(1960) como instrumento de defender rentas. La OPEP
seria un poco menos que inútil hasta 1972, cuando los
conflictos de la Guerra del Yom Kippur mesclará la
geopolítica con la geoeconomía; instaurándose a partir
de ese momento los conflictos o turbulencias por la valorización al considerar el precio en los Estados Unidos y
el dominio de ese país sobre el Sistema Internacional de
Pagos.
APÉNDICE N° 2
La Declinación de la Importancia de la OPEP
Entre 1948 y 1969 los precios se ubicaron entre $ 2,50
y $ 3, para estabilizarse en 1970 alrededor de $ 3 por
barril. A partir de marzo de 1971 se establece en los
Estados Unidos The Texas Railroad Commission con el
propósito de proteger la producción doméstica norteamericana; convirtiéndose en un referente importante al momento de fijar los precios internacionales. Para 1972 el
precio apenas superaba el nivel de los $ 3,50.
Cuando en octubre de 1973 comienza la guerra de
Yom Kippur, como reacción al apoyo estadounidense a
Israel, los países árabes e Irán impusieron un embargo
petrolero, recortando el suministro de petróleo en 5 millones de barriles. La flotación y devaluación del dólar y
dicho embargo parecen causas suficientes para que, a
finales de 1974, el precio se elevase a más de 12 dólares
permaneciendo estable en un rango entre $12,52 y $
14,57 hasta 1978; debiendo anotarse que para esa fecha
la producción de la OPEP se estableció en 30 millones de
barriles diarios y la producción proveniente de los países
fuera de la OPEP en 31 millones de barriles.
Entre 1979 y 1980 ocurre la revolución iraní y el conflicto con Iraq. Dicha revolución significó un disminu-
46
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
ción de la producción iraní hasta por 2,5 millones de
barriles. Para septiembre de 1980 la producción conjunta
de Irán e Iraq se limitó a 1 millón de barriles por día lo
que significaba una disminución de 6,5 millones con relación a 1979. El precio nominal pasó a $/b 35 con la
intensificación de la problemática monetaria (Fig. A2.1).
Tal precio significó que los consumidores norteamericanos deberían pagar un 50% más por el producto importado en relación al precio de la producción doméstica. En ese entorno el ministro de Arabia Saudita
Ahmed Yamani alertó a los miembros de la OPEP sobre
la eventual reducción de la demanda y de la consecuente caída de los precios. Por ello hasta 1985 Arabia Saudita redujo su producción. Un cambio en su política la
llevó a aumentar su producción: el precio se estableció
en $10. Con el incremento de la demanda por el boom
económico de los Tigres Asiáticos y por la simultánea
reducción de la producción rusa en 5 millones de barriles diarios con la desaparición de la URSS, en 1991 el
precio se estableció en $/b 20; permaneciendo en ese
entorno hasta 1998, cuando con el inicio de la crisis
asiática declinaron las importaciones de los Tigres Asiáticos. La combinación de alta producción en la OPEP y la
disminución del consumo asiático hicieron caer los precios en espiral ubicarlos alrededor de $15 hasta diciembre de 1998. La sostenida devaluación del dólar y la
reducción de la producción de la OPEP por un monto
cercano a los 4 millones de barriles elevó los precios de
nuevo a $20 por barril.
Cuando la OPEP reduce de nuevo su producción en
3,5 millones de en 2001, los precios se acercan al nivel
de $25. En 2002 ocurre una nueva reducción por 1,5
millones de barriles acompañada por la de Rusia en 0,5
millones de barriles. Los conflictos políticos en Venezuela
en 2002 reducen su aporte, que son compensados por
incrementos de los otros países de la OPEP. Para 2003 el
exceso de producción de la OPEP se acerca a los 2 mi-
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
47
llones de barriles, pero la posterior recuperación de la
demanda en 2004 y 2005 por las importaciones de los
países emergentes, sitúa el precio entre 40 y 50 dólares.
Estos altos precios se asocian también a los problemas
de las refinerías norteamericanas con los huracanes en el
2005.
En ese marco la variabilidad coyuntural de las diversas situaciones mencionadas hicieron que las ventas de
futuro alcanzaran un elevado precio referencial ($145,29)
pero el comienzo de la recesión de los Estados Unidos
reduce los precios en $40 en diciembre de 2008. Un
nuevo corte en la producción de 4,2 millones de barriles
en enero de 2009 mantiene estable el precio alrededor de
$40. El aumento de la demanda en China para el 2011
y 2012 y la sostenida devaluación del dólar, fijan el precio entre 100 y 80 dólares. El Cuadro A2.1 muestra la
declinación de la participación de la OPEP.
Efecto
China
Huracanes
en EEUU
Disolución de la URSS
Reducción de Rusia
R. Iraní y la
Crisis en Venezuela
guerra con Irak
Crisis Asiática
Crisis en
EEUU
Figura A2.1. Variación histórica de los precios del petróleo
y la OPEP
75,8
25,3
22,5
28,0
84,5
19,7
32,0
32,8
86,9
20,0
37,4
29,5
75,8
47,8
23,2
4,8
84,5
44,5
33,7
6,3
86,9
46,2
34,2
6,5
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
2006
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
2010
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
41,7
26,2
15,0
0,5
37,0
24,8
11,5
0,7
38,9
22,5
16,0
0,4
27,0
18,0
9,0
-
M
41,7
18,2
23,5
37,0
9,8
27,2
38,9
12,3
23,6
27,0
9,0
18,0
X
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
2009
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
2011
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
2004
1990
87,8
45,8
35,4
6,6
84,0
40,0
37,6
6,4
83,0
49,8
27,2
6,0
66,2
34,0
27,8
4,4
C
87,8
20,1
37,8
29,9
84,0
18,0
34,0
32,0
83,0
25,8
27,7
29,5
66,2
15,0
28,8
22,4
P
42,4
25,7
16,0
0,7
36,5
22,0
14,1
0,4
36,0
24,0
11,5
0,5
26,0
19,0
6,8
0,2
M
42,4
18,4
24,0
36,5
10,5
26,0
36,0
9,0
27,0
26,0
7,8
18,2
X
Fuente: Cálculos propios sobre información de British Statistical Review, AIE, OPEP. Otros signos:
C: Consumo; P= Producción; M= importación; X= Exportación Nota: a) La estimación de la OPEP incluye a IRAK
después del 2004 en adelante para no alterar la base histórica.a)
La variación de inventarios se distribuye
paritariamente entre consumo y producción.
48,0
13,0
16,0
19,0
48,0
31,0
16,0
1,0
MUNDO
OCDE
OTROS
OPEP
2000
P
C
1970
Cuadro A2.1. Sinopsis de la Evolución del Mercado Mundial de Petróleo (millones de barriles promedio)
48
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
49
Cuadro A2.2. Precios de Petróleo (Dólares por Barril).
Precios Nominales
AÑOS
W. T. I.
BRENT
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
24,50
21,51
20,57
17,02
18,39
18,40
22,05
20,61
14,43
23,32
19,90
19,33
16,06
16,98
16,98
20,32
19,34
13,35
AÑOS
OPEP
W. T. I.
BRENT
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
16,56
32,05
23,07
24,32
28,17
36,94
50,59
61,03
69,03
94,26
60,86
77,33
99,94
109,50
19,24
30,20
25,93
26,08
31,04
41,40
56,56
66,22
72,34
99,65
56,55
79,53
95,12
94,24
18,81
27,74
24,88
25,01
28,47
37,99
55,08
66,09
72,67
98,61
1225,41
80,26
110,89
111,92
Fuentes: WTI - Brent (Bloomberg Daily close price). MENPET,
Administración de Información de energía (EIA -por sus siglas en
ingles-), OPEC Home.
(*) Cifras preliminares a febrero de 2013
50
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
APENDICE N341
La Relación Estable de Largo Plazo entre el
Precio del Oro y el Precio del Petróleo
En el acápite correspondiente a la relación de valoración del sistema internación de pago que se muestra en
el Cuadro 2 se observa que el precio del petróleo representa una relación entre el 5 y el 10% del precio del oro
dependiendo de los sistemas monetarios de pagos que se
han practicado entre 1860 y 2013. Durante la vigencia
patrón oro, la proporción fue en promedio de 4,5%, en
el periodo entre la primera y segunda guerra mundial,
1910 y 1939 la relación en promedio fue de 8,6%, en el
periodo correspondiente al patrón oro dólar después de la
segunda guerra mundial hasta 1972 se encuentra una
proporción del 5% y a partir de la flotación generaliza
como consecuencia del cese de los acuerdo Bretton Wood
la relación se aproxima al 7% en promedio.
Un análisis más refinado utilizando las técnicas econométricas modernas para el periodo de mayor volatilidad de los precios, 1960-2013, confirman la existencia
de la relación estable que se presentó de manera directa
(ver Figura A3.1).
En efecto, en las ciencias naturales el análisis de verosimilitud de las relaciones causales se realiza mediante el
proceso experimental; pero en la ciencia económica dada
la imposibilidad de la experimentación se acude a la
postulación de asociaciones funcionales y su validación
mediante el análisis estadístico de las series históricas. Es
decir, se evalúa el comportamiento o curso de las variables (sentido o correspondiente de signos al considerar
períodos largos y cortos. Para el análisis del largo plazo
el arsenal más idóneo corresponde a la metodología propuesta por Hendry (1979) lo que incluye los test de
estacionalidad, cointegración consistencia de signos y test
de hipótesis económicas o de Granger (1974).
51
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
2000
1600
1200
800
400
0
ORO
PETRÓLEO
Figura A3.1. Relación precios del Oro y Petroleo (periodo
1960-2013).
La aplicación de esta metodología a las series de precios del oro y del petróleo entre 1960 y 12013 arroja los
resultados se muestran en el Cuadro A3.1:
Cuadro A3.1. Resultados de la aplicación (Oro-Petróleo).
Series: ORO PETROLEO
Sample: 1960 2013
Included observations: 54
Null hypothesis: Series are not cointegrated
Cointegrating equation deterministics: C
Automatic lags specification based on Schwarz
criterion (maxlag=10)
Dependent
tau-statistic
Prob,*
z-statistic
ORO
-4,500714
0,0034
-30,66713 0,0015
PETRÓLEO
-2,732872
0,2047
-16,14439
*MacKinnon (1996) p-values.
Prob,*
0,0870
52
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
La cointegración significa no solo una relación estable
de largo plazo, sino también que las relaciones o variaciones de corto plazo (el llamado componente cíclico), al
ser estacionaria se mueven alrededor de un valor promedio42, Determinar el valor de este comportamiento cíclico
constituye el principal motivo de la investigación para el
modelaje econométrico.
Como complemento al realizar la regresión del petróleo y el oro se comprueba que para este periodo el valor
del petróleo se corresponde al 6,57% del valor del oro,
valor próximo al 7,0% como lo muestra la relación directa del citado Cuadro A3.2.
Cuadro A3.2. Análisis de regresión Petróleo-Oro.
Dependent Variable: PETRÓLEO
Method: Least Squares
Sample: 1960 2013
Included observations: 54
Variable
Coefficient
Std, Error
t-Statistic
0,065779
0,003877
16,96476
0,0000
1,000902
2,110946
0,474149
0,6374
ORO
C
Prob.
R-squared
0,846970
Mean dependent var. 2 6 , 2 1 0 7 4
Adjusted
R-squared
0,844027
S,D, dependent var.
27,89697
S.E. of
regression
11,01746
Akaike info criterion
7,673173
Sum squared
resid
6311,987
Schwarz criterion
7,746839
Log likelihood
-205,1757
F-statistic
287,8030
Prob(F-statistic) 0,000000
Hannan-Quinn
criter. 7 , 7 0 1 5 8 3
Durbin-Watson stat.
1,260999
53
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
ANEXO ESTADÍSTICO
Cuadro AE1. PIB Mundial en Billones de Dólares.
2000
2005
2010
2011
2012
Total
M M US/$ 31,96
45,28
62,17
68,69
71,67
OCDE
72,49%
68,05%
57,77%
55,71%
51,73%
BRICs
8,07%
10,46%
18,09%
19,55%
20,00%
Otros
19,64%
21,49%
24,14%
24,66%
31,73%
1,66%
2,51%
2,45%
2,83%
Sur
América* 2,15%
*Sin Brasil
Fuente: Banco Mundial diversos años
Cuadro AE2. Variaciones de los Tipos de Cambios:
Principales Divisas Vs Oro/Dólar.
2000
2005
Total
M M US/$ 3 1 , 9 6
45,28
62,17
68,69
71,67
OCDE
72,49%
68,05%
57,77%
55,71%
51,73%
BRICs
8,07%
10,46%
18,09%
19,55%
20,00%
OTROS
19,64%
21,49%
24,14%
24,66%
31,73%
AL*
2,15%
1,66%
2,51%
2,45%
2,83%
* Primer trimestre
R,B= Real Brasileño
Oro = $ onza troy
2010
2011
2012
54
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Cuadro AE3. Operaciones en los Mercados de Derivados (MM US Dólares, 1° Semestre).
Tipos de
transacciones
2009
2010
2011
2012
OTC (1)
603,9
582,6
707,5
639,4
PIB
Mundial (2)
57,4
62,1
68,7
71,7
(2) / (1)
9,9%
9,7%
9,8%
11,2%
Oper,
Comoditities
2,9
2,8
3,2
2,9
Fuente: I Coe-Rexecode 2012
Cuadro AE4. Performance Económico 2012.
Año
Y
P
U
X-M/Y G-T/Y BT/Y
rg
ch
USA
2,2
2,1
7,7
-3,0
-7,0
77,0
1,7
1
Reino
Unido
-0,1 2 , 8
7,8
-3,2
-7,9
85,0
1,76
0,64
U.E.
-0,4 2 , 5
1 1 , 7 0,9
-3,4
87,3
1,34
0,76
Alemania
0,8
2,1
6,9
5,9
-0,2
80,5
1,34
0,76
Japón
1,7
-0,1
4,2
1,0
-9,7
175,0 0,7
China
7,7
2,8
4,1
2,7
-2,3
-
3,27
6,36
India
5,8
9,3
9,8
-4,3
-4,3
47,3
8,18
50,9
Rusia
3,7
5,1
5,3
4,6
-0,3
9,3
6,97
30,2
Argentina
2,1
20,0 7 , 6
0,3
-3,1
-
¿
4,28
Brasil
1,5
5,4
5,3
-2,7
-2,5
52,2
9,1
1,84
Venezuela
5,4
21,0 7 , 3
5,3*
-17,9
-
10,1
Arabia
Saudita
5,5
5,4
23,7
12,6
-
3,7
5,4
Fuente: The Economist, (Dic, 2012 – marzo 2013)
*0,0
77,8
¿
3,75
55
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
Cuadro AE5. Tasas de Interés Promedio en los Principales Bancos Centrales.
Año
U.S.A
U.E
Reino Japón
Unido
Suiza Rusia
Brasil
2005
4,2
2,2
4,3
1,0
1,0
12,0
18,0
2006
5,2
3,5
5,0
0,5
2,0
11,0
14,0
2007
3,0
4,0
5,6
0,1
2,7
10, 0
12,0
2008
1,0
2,0
0,3
0,1
3,0
12,5
13,0
2009
1,0
0,1
0,3
0,1
0,3
10,5
8,6
2010
1,0
0,1
0,3
0,1
0,2
7,8
11,5
2011
1,0
0,1
0,3
0,1
0,1
8,0
11,5
2012
1,0
0,1
0,3
0,1
0,1
-
*
Fuente: l Coe-Rexecode 2012
Cuadro AE6. Rendimientos Financieros 2013.
USA
UE
UK
VEN
INFLN.*
2,1
2,5
2,8
28,0
CASH
1,5
1,75
2,5
12,0
BONOS
1,83
1,15
1,83
10,0
CREDITOS
3,25
3,0
2,5
24,0
PROP.
8,75
9,5
8,0
10,0
*INFLN.= Inflación
56
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Cuadro AE7. Precios del petróleo
FECHA
16/07/2013
PRECIO($)
105,8
FECHA
31/12/198
PRECIO($)
129,4
31/12/2012
91,83
31/12/1980
25,30
31/12/2011
98,83
31/12/1979
16,30
31/12/2010
91,38
31/12/1978
12,20
31/12/2009
79,39
31/12/1977
12,42
31/12/2008
44,60
31/12,1976
11,30
31/12/2007
95,95
31/12/1975
10,99
31/12/2006
60,85
31/12/1974
10,31
31/12/2005
61,06
31/12/1973
3,56
31/12/2004
43,36
31/12/1972
2,44
31/12/2003
32,51
31/12/1971
2,25
31/12/2002
31,21
31/12/1970
1,76
31/12/2001
19,96
31/12/1969
1,79
31/12/2000
26,72
31/12/1968
1,83
31/12/1999
25,76
31/12/1967
1,83
31/12/1998
12,14
31/12/1966
1,89
31/12/1997
17,65
31/12/1965
1,88
31/12/1996
25,90
31/12/1964
1,95
31/12/1995
19,54
31/12/1963
2,02
31/12/1994
17,77
31/12/1962
2,06
31/12/1993
14,19
31/12/1961
2,10
2,08
31/12/1992
19,49
31/12/1960
31/12/1991
19,15
31/12/1959
31/12/1958
31/12/1990
28,48
31/12/1989
21,84
31/12/1957
31/12/1988
17,12
31/12/1956
31/12/1987
16,74
31/12/1955
31/12/1986
17,93
31/12/1954
31/12/1985
24,67
31/12/1953
31/12/1984
25,40
31/12/1952
31/12/1983
23,70
31/12/1951
31/12/1982
26,80
31/12/1950
57
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
Cuadro AE8. Usos de las diferentes fuentes.
TeP*
1965
1970
1980
1990
2000
2005
2010
2012
róleo
róleo
Total
ndo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
as Natural
1516.2
2262.5
2981.3
3159.3
3581.4
3911.6
4038.2
4130.5
1127.5
388.6
384.0
168.3
1697.3
565.3
645.5
245.1
1965.6
1015.7
723.9
421.5
1941.0
1218.2
661.1
419.4
2223.6
1357.8
698.6
173.0
2305.3
1606.3
719.7
180.0
2112.6
1925.6
656.5
185.2
2072.8
2057.7
611.3
205.9
al Mundo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
arbón
al Mundo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
ergía Nuclear
al Mundo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
droeléctrica194.2
al Mundo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
ergía Renovable
al Mundo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
nsumo Mundial Total
593.2
449.2
144.6
35.4
104.6
897.9
672.6
225.3
97.2
162.9
1295.8
820.6
475.3
243.8
324.2
1768.2
905.0
863.1
293.2
578.9
2177.4
1225.6
951.8
396.3
474.5
2499.5
1296.2
1203.3
445.5
513.1
2864.1
1406.0
1458.1
452.6
512.7
2987.1
1433.6
1553.5
399.5
526.4
1429.0
880.3
548.7
509.4
328.2
1502.3
882.5
619.8
477.7
331.5
1804.2
973.9
830.3
475.5
337.3
2211.2
1101.1
1110.0
449.4
314.1
2342.1
1132.6
1209.5
318.5
172.3
2923.2
1178.1
1745.1
314.4
154.2
3454.0
1117.2
2345.8
276.7
166.1
3730.1
1053.1
2677.0
293.7
180.2
5.8
5.4
0.4
4.5
0.4
17.5
16.2
1.3
9.7
1.0
161.0
139.9
21.1
50.8
16.7
453.1
387.7
65.4
178.8
47.9
584.3
507.4
76.9
213.9
49.4
626.7
532.4
94.3
226.0
56.4
626.4
521.1
105.2
207.6
59.3
560.4
444.5
115.9
199.8
61.2
209.1
161.4
47.6
50.2
19.3
266.0
194.2
71.8
55.2
29.0
384.6
141.7
142.9
68.0
41.5
489.9
272.2
217.6
64.8
53.4
602.4
310.9
291.5
82.5
52.0
662.2
295.3
355.9
69.6
55.8
782.1
308.7
473.4
83.9
55.8
831.1
315.6
515.5
74.0
54.9
1.1
1.1
0.7
-
2.4
2.2
0.2
1.6
-
6.8
5.1
1.7
2.5
-
28.5
24.8
3.7
4.3
-
51.5
41.5
10.0
14.2
-
84.6
69.1
15.5
34.1
0.2
168.6
127.6
41.0
68.3
0.4
237.4
169.2
68.2
95.0
0.6
3.755
2.625
1.130
984
984
4.949
3.465
1.484
1.287
1.287
6.634
4.147
2.487
1.565
1.565
8.110
4.632
3.478
1.652
1.652
9.339
5.442
3.898
1.724
1.724
10.708
5.676
5.031
1.810
1.810
11.943
5.593
6.350
1.746
1.746
12.477
5.489
6.388
1.673
1.673
al Mundo
estos son: OECD
- OECD
ón Europea
sia
58
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Cuadro AE9. Relación del precio del oro y el petróleo.
Año
1861
1862
1863
1864
1865
1866
1867
1868
1869
1870
1871
1872
1873
1874
1875
1876
1877
1878
1879
1880
1881
1882
1883
1884
1885
1886
1887
1888
1889
1890
Precio del Oro Precio del
US$
del Petróleo
1 onza troy
US$ 1 barril
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
0,5
1,1
3,2
8,1
6,6
3,7
2,4
3,6
3,6
3,9
4,3
3,6
1,8
1,2
1,4
2,6
2,4
1,2
0,9
1,0
0,9
0,8
1,0
0,8
0,9
0,7
0,7
0,9
0,9
0,9
Razón
Razón
Oro/petróleo petróleo/oro
41,4
18,8
6,5
2,6
3,1
5,6
8,6
5,8
5,8
5,3
4,8
5,8
11,5
17,3
14,8
8,0
8,6
17,3
23,0
20,7
23,0
25,9
20,7
25,9
23,0
29,6
29,6
23,0
23,0
23,0
0,0
0,1
0,5
3,2
2,1
0,7
0,3
0,6
0,6
0,7
0,9
0,6
0,2
0,1
0,1
0,3
0,3
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
59
Cuadro AE9. Relación del precio del oro y el petróleo.
Año
1891
1892
1893
1894
1895
1896
1897
1898
1899
1900
1901
1902
1903
1904
1905
1906
1907
1908
1909
1910
1911
1912
1913
1914
1915
1916
1917
1918
1919
1920
Precio del Oro Precio del
US$
del Petróleo
1 onza troy
US$ 1 barril
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
0,7
0,6
0,6
0,8
1,4
1,2
0,8
0,9
1,3
1,2
1,0
0,8
0,9
0,9
0,6
0,7
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
1
0,8
0,6
1,1
1,6
2,0
2,0
3,1
Razón
Razón
Oro/petróleo petróleo/oro
29,6
34,5
34,5
25,9
14,8
17,3
25,9
23,0
15,9
17,3
20,7
25,9
23,0
23,0
34,5
29,6
29,6
29,6
29,6
34,5
34,5
29,6
20,7
25,9
34,5
18,8
12,9
10,4
10,4
6,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,0
0,0
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,2
0,2
0,5
60
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Cuadro AE9. Relación del precio del oro y el petróleo.
Año
Precio del Oro Precio del
US$
del Petróleo
1 onza troy
US$ 1 barril
Razón
Razón
Oro/petróleo petróleo/oro
1921
1922
1923
1924
1925
1926
1927
1928
1929
1930
1931
1932
1933
1934
1935
1936
1937
1938
1939
1940
1941
1942
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
20,7
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
1,7
1,6
1,3
1,4
1,7
1,9
1,3
1,2
1,3
1,2
0,7
0,9
0,7
1,0
1,0
1,1
1,2
1,1
1,0
1,0
1,1
1,2
1,2
1,2
1,1
1,1
1,9
2,0
1,8
1,7
12,2
12,9
15,9
14,8
12,2
10,9
15,9
17,3
15,9
17,3
29,6
23,0
50,0
35,0
35,0
31,8
29,2
31,8
35,0
35,0
31,8
29,2
29,2
29,2
31,8
31,8
18,4
17,5
19,4
20,6
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,1
0,1
1951
35,0
1,7
20,6
0,1
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
61
Cuadro AE9. Relación del precio del oro y el petróleo.
Año
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
Precio del Oro Precio del
US$
del Petróleo
1 onza troy
US$ 1 barril
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
35,0
38,8
41,1
36,0
40,8
58,2
97,1
158,8
160,9
124,8
147,8
193,6
307,0
614,8
459,2
356,0
1,7
1,9
1,9
1,9
1,9
1,9
2,1
2,1
1,9
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
71,0
2,5
3,3
11,6
11,5
12,8
13,9
14,6
31,6
36,8
35,9
33,6
Razón
Razón
Oro/petróleo petróleo/oro
20,6
18,4
18,4
18,4
18,4
18,4
16,7
16,7
18,4
19,4
19,4
19,4
19,4
19,4
19,4
19,4
21,6
22,8
20,0
0,6
23,3
29,4
13,7
14,0
9,8
10,6
13,3
9,7
16,7
12,8
10,6
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
123,6
0,1
0,1
0,8
0,8
1,3
1,3
1,1
3,3
2,2
2,8
3,2
62
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Cuadro AE9. Relacón del precio del oro y el petróleo.
Año
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Precio del Oro Precio del
US$
del Petróleo
1 onza troy
US$ 1 barril
423,7
360,7
317,3
368,2
446,8
436,8
381,3
383,7
362,3
343,9
360,0
384,1
384,1
387,7
331,0
294,1
278,9
279,3
271,2
310,1
363,8
409,5
445,0
604,3
696,4
872,4
973,7
1226,7
1563,2
168,9
1621,3
29,6
28,8
27,6
14,4
18,4
14,9
18,2
23,7
20,0
19,3
17,0
15,8
17,0
20,7
19,1
12,7
18,0
28,5
24,4
25,0
28,8
38,3
54,5
75,1
72,4
97,3
74,7
82,7
111,3
11,7
94,4
Razón
Razón
Oro/petróleo petróleo/oro
14,3
12,5
11,5
25,6
24,3
29,3
21,0
16,2
18,1
17,8
21,2
24,3
22,6
18,7
17,3
23,2
15,5
9,8
11,1
12,4
12,6
10,7
8,2
8,0
9,6
9,0
13,0
14,8
14,0
14,4
17,2
2,1
2,3
2,4
0,6
0,8
0,5
0,9
1,5
1,1
1,1
0,8
0,6
0,8
1,1
1,1
0,5
1,2
2,9
2,2
2,0
2,3
3,6
6,7
9,3
7,5
10,9
5,7
5,6
7,9
0,8
5,5
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
63
NOTAS
Se deja constancia de nuestro agradecimiento a los
doctorantes en Economía de la UCV, Douglas Ungredad,
Héctor Romero, Oscar Meza, Rodolfo Quijada y Yuzlader
Delgado, por los comentaros a versiones previas.
1
Entre las No Contaminantes: Biofuel, Biomasa, Energía
Hidroeléctrica, Energía Solar, Energía Mareomotriz, Energía
Eólica; y entre los contaminantes: los Combustibles Fósiles y
las Nucleares.
2
Desde su origen la geopolítica se entendió como la proyección de la influencia de un Estado más allá de sus fronteras. Evidentemente la historia de las relaciones diplomáticas,
militares y económicas de un Estado explican la influencia
que ejerce en un momento dado; por lo cual la geohistoria y
la geopolítica con forman un mismo proceso.
3
Aproximadamente, el 32% de las reservas y 28% de la
producción mundial.
4
Las limitaciones en este aspecto se refieren a la capacidad de extracción de los yacimientos fósiles, que las técnicas rusas no permiten perforar a los niveles que lo hacen las
empresas estadounidenses.
5
Será entonces protagonista principal en las dos Guerras
Mundiales y en los conflictos del Oriente Medio; siendo la
ultima la llamada Desert Storm en enero de 1991 y en el
conflicto Kuwait-Iraq.
6
El 25 de diciembre de 1991 el Presidente de la URSS
Mikhail Gorbachov renunciaba a su puesto y anunciaba el
cese del Estado soviético. Las reformas y refundación se hicieron bajo la presidencia de Boris Yeltsin, quien en noviembre de 1992 decreto la privatización de la industria petrolera; dividida en cinco empresas, Circunstancia que inicialmente redujo sustancialmente la producción.
7
8
Los avances en la micro procesación de datos facilitan
la interpretación de las estructuras geológicas y la llamada
perforación horizontal, el aumento de las reservas y las posibilidades de producción en tierra y en aguas profundas.
Véase a D, Yergin, 2012: The Quest; p,17, New York,
Pinguing Books.
64
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Cuya explotación requiere importantes innovaciones
técnicas en relación a la tecnología rusa convencional.
9
10
Un recuento detallado de estos asuntos se encuentra el
citado trabajo de D, Yerguin (2012).
En el mercado estadounidense el precio del gas en marzo de 2012 fue de $ 2,17 por MBTU contra $4,29 en 2010.
Este asunto contiene un lado negativo; la baja en la rentabilidad de las inversiones realizadas. Un aspecto positivo es la
flexibilidad de adaptar la oferta a los cambios, porque la explotación se realiza con numerosos pozos pequeños.
11
12
Véase A, Kose y E, Prasad ((2010:48).
13
No deja de ser interés señalar las fortalezas económicas
del dólar: Aunque el comercio exterior estadounidense es el
12% del mundial el 35% de las transacciones comerciales
ocurre en dólares; a lo cual hay que añadir la importancia
del financiamiento bancario y el uso de los bonos del tesoro
como reservas en muchos bancos centrales; y segundo, que
la liquidez internacional en euros se circunscribe a los crédito del BCE; mientras que la libra esterlina se apoya en el
déficit comercial de Inglaterra.
Aunque los commodities representan un bajo porcentaje de las transacciones. O ver The Counter (OTC) en las Bolsa
de Valores de Occidente, según el informe 2012 “les Marches Mondiaux” (p, 169: Económica Paris); presentado como
cuadro N… en el anexo estadístico.
14
The Economist de junio 2013 (p,73) afirma que los premios geopolíticos son extremadamente bajos.
15
16
17
Véase Mata Mollejas, 2013.
Ello se examina en detalle en el Anexo N3.
De los $12 trillones colocados por la Tesorería en el
exterior China posee más del 13%.
18
19
En el 2003, los esfuerzos de Tony Blair para hacer de
Inglaterra el tercer socio principal de la Unión Europea, fue
contrarrestado por Gordon Brown, canciller del exchequer
(Ministro de finanzas) quien estimaba conveniente quedar
fuera del acuerdo de Maastricht. La decisión de permanecer
o no dentro de la Unión Europea se pospuso para un referéndum a realizarse en algún momento después del 2015.
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
65
Mientras tanto, la libra esterlina mantiene su uso como medio de pago internacional, o segundo polo de poder, proyectándose, en particular sobre los excedentes del mundo
árabe.
20
Thomas Mann afirmaba en 1947 que Alemania no debería re-intentar construir una Europa alemana y que por lo
contrario debería procurar construir una Alemania europea.
Las circunstancias actuales han hecho de Alemania el principal motor de la economía europea, dotándola de un cierto
imperium, que la debilidad de Francia, Italia y España no
logran achicar. Así, por el juego de Londres (la pérfida
Albión) en contra del euro, la canciller Ángela Merkel debe
desarrollar un juego político fino (aun queriendo no debo),
no exento de contradicciones (la ayuda a los bancos facilita la
compra de títulos que atenta contra el empleo) que los críticos
franceses más ácidos tildan de maquiavélico; al extremo de designarla como Merkiavel. Véase el trabajo de Ulrich Beck
(2013) Non a l´ Europe Allemande, Paris, edit, Autrement.
Por lo demás un documento confidencial de la UE señala que la ganancia largo plazo de dicho acuerdo en términos
de crecimiento del PIB estaría entre 0,27% y 0,48%. Véase
Alternatives Economiques, Nº326, p, 32.
21
El peligro del subsidio generalizado es hacer de quien
no tiene trabajo un expectante, manipulable políticamente.
En ese contexto un régimen democrático puede degenerar
en uno autocrático. Véase Mata Mollejas, 2013:105-109.
22
23
La transformación incluyo golpes de Estado, rencillas
familiares y revueltas militares, como la siguiente: Abdulah I
(Jordania, 1951, asesinado); Farouk (Egipto: 1952, golpe de
Estado); Faisal II (Iraq: 1958, asesinado); Imman Al-Badr
(Yemen: 1962, golpe de Estado); Saud (Arabia Saudita: 1964,
depuesto por su hermano): Chakhbut Al-Nahyan (Abu Dhabi:
1966, depuesto por su hermano); Idris (Libia: 1969, golpe de
Estado); Said Bin Taimur (Oman: 1970, depuesto por su
hijo); Ahmed Al Thani (Qatar: 1972, depuesto por primo);
Faisal (Arabia Saudita: 1975, asesinado por sobrino); Khalifa
Al-Thani (Qatar: 1995, depuesto por su hijo). Incidentalmente apuntamos que estos eventos pueden asociarse a deseos de mayor participación en el excedente, por lo cual
serian un resultado y no una causal significativa del movimiento de los precios.
66
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Egipto 84,7 m; Irán 72,8 m; Argelia 39,2 m; Irak 33,8
m; Marruecos 33,0 m; Sudan 30,9 m; Arabia Saudita 28,8;
m; Yemen 24,4 m y los restantes tienen una población inferior a 10 millones de habitantes.
24
De acuerdo con The Economist (junio 23, 2012: 14) el
rey Abdullah de Arabia Saudita, para mantener tranquila a
la población, emplea una estrategia de represión y chantaje
bajo la forma de Seguridad Social cuyo costo se eleva a
$130 billones al año. Pero ello puede resultar insostenible al
observar un subempleo del 30% de la población menor a 30
años y que el empleo privado es apenas 10% del total. Así la
primavera árabe perturba a los actuales gobernantes y su
preocupación crece ante la menor dependencia de los Estados Unidos de sus importaciones desde el Cercano Oriente.
25
Un resumen de la literatura esencial se encuentra en:
FMI, Working Paper 12/260 de octubre 2012: Measures of
Fiscal Risk in Hydrocarbon-Exporting Countries y replicas
en el Deutsche Bank por Mateo Boesler. También pueden verse los comentarios de Alí Aissaoui Senior asesor de APICORP
(Arab PETROLEUM Investment Corp,) de septiembre 2012.
26
Otros referentes son: Kuwait: $54,9; Qatar: $77,9;
Emiratos Árabes:$90; Nigeria $113,5 y Baharain $127,2.
27
Las estimaciones para Venezuela simplifican el cálculo
de proyecciones de tendencias usados para el Medio Oriente.
28
Declaración del Presidente de PDVSA al diario “El Nacional” (Nación, p,4) 03 de agosto de 2013. La información
señala que se envían a China 535,000 b al día, lo cual significa que un 60% de las exportaciones se utilizan en la realidad para cancelar los adelantos de recursos prestados por
China. Ramírez afirmó que se había pagado a la fecha el 53%
de la deuda, pero que estaban en tramites nuevos créditos
por $5 millardos.
29
Desde el ángulo anecdótico, la personalidad de los ministros señala periodos donde la disciplina fiscal es más respetada y la macro política se dirige desde el Ministerio de
Finanzas o se irrespeta bajo la influencia de CORDIPLAN.
Los casos de dislate administrativo son bien conocidos,
iniciándose los más conspicuos en 1970, en el siglo XX, con
fuerte descontrol en lo que va del siglo XXI.
30
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
67
Hay que señalar un desarrollo contradictorio entre Europa y Estados Unidos, pues Europa muestra en 2012 un incremento en el uso del carbón, por la caída de su precio,
asociado al incremento en el uso del gas de esquistos en
Estados Unidos; país que ha reducido sus importaciones netas de dicho carburos en 1/3 entre 2010 y 2013.
31
Desde el punto de vista económico el precio del uranio
también es importante. Para 1945 la libra de uranio costaba
$21; el descubrimiento de nuevos yacimientos lleva el precio a $8 en 1960. El desarrollo del uso civil eleva de nuevo
el precio que en 1973 sobrepasa los $43. Los accidentes reducen el precio a $10 en 2001 para elevarse a $60 en 2006
y a $136 en 2007. Hoy se estima cerca de $60. El productor más importante es Australia con 31%, seguido por
Kazakstán y Rusia con 9% cada uno.
32
Noruega representa una excepción en Europa, pues sus
13 lagos en las altas montañas le ha servido para generar
sobrantes a su consumo que exporta a los países limítrofes.
Véase: Norway and the North Sea Grid: SEFEP Working
Paper (enero, 2012).
33
34
Informe del grupo de expertos intergubernamental sobre la evolución del clima (2007).
Empresa que al ver mermar sus exportaciones a Europa en un 8% en 2012 preventivamente empieza a mirar hacia mercados asiáticos. Al tiempo que Qatar está desviando
sus exportaciones a Europa. También cabe acotar que de
profundizarse los inconvenientes de Gazprom los proyectos
de Putin se verían amenazados. Véase Mata Mollejas
(2013:95).
35
Los complejos hidroeléctricos más grandes del mundo
son: Tres Gargantas en China; Itaipu en Brasil-Paraguay y
Guri en Venezuela.
36
Estados Unidos es el primer productor mundial de
bioetanol (53,6%), seguido por Brasil (28,9%). En cuanto al
biodiesel la Unión Europea produce el 53% y Argentina y
Brasil el 23,6%.
37
En 1911 por decisión de la Corte Suprema estadounidense la Standard será dividida en 34 empresas.
38
68
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Actualmente la OPEP controla aproximadamente el 34%
de la producción mundial de petróleo y el 75% de las reservas del petróleo. Su dominio en las exportaciones de crudo
se sitúa en alrededor del 56%. Al efecto concentra la capacidad excedentaria de producción de petróleo del mundo. A
partir de 1987 comenzó a fijar una cuota de producción
para cada uno de sus miembros; la suma todas ellas es la
cuota de producción del grupo. Arabia Saudita es el miembro del grupo con una mayor cuota de producción, mientras
que Qatar tiene la más pequeña. Entre 1980 y 1990 Arabia
Saudita, que actuaba como productor “bisagra ”, reaccionó
recortando su producción para tratar de mantener el precio
alto y el liderazgo del grupo. El papel de bisagra forzó a
Riad a bajar más y más su extracción, que tocó un mínimo
de menos de 2 mb/d en 1985. A finales de ese año, tras
múltiples advertencias, Arabia Saudita abandonó la posición
de bisagra y elevó su producción; creando una crisis en la
organización al acentuar la concurrencia entre los países y
la reducción de los precios. Desde entonces trata de liderar
a la OPEP amenazando con aumentar su producción.
39
En ese periodo y por unos diez años, inicialmente bajo
la iniciativa de Nixon se establecen controles de precios en
Estados Unidos dentro de un cuadro tendente a controlar la
inflación. Los controles serán eliminados como iniciativa de
Reagan-Tatcher. De allí en adelante un marcador importante
será el precio de los mercados de futuro en New York y en
Londres. Como moderadores casuísticos operan las reservas
estratégicas; que en la práctica se han usado en tres oportunidades: 1990-91 (guerra del desierto) 2005 con los huracanes Rita y Katrina y en 2011 cuando la guerra en Libia.
40
Dejamos constancia de la colaboración del Magister en
Teoría Económica Yuzlader Jesús Delgado por la revisión y
comentarios sobre el contenido del presente apéndice.
41
por lo que pueden ser explicados a través de otras variables exógenas y se pueden modelar a través de un Modelo de Corrección de Error (MCE); alternativamente también
se pueden estudiar este comportamiento cíclico a través de
modelos un variantes ARMA.
42
Ilusiones monetarias en el ámbito energético
69
ABSTRACT
En el siglo XX las revolución industriales del transporte automotriz y de la electricidad, se sustentan sobre el
consumo creciente del petróleo. Estas mutaciones permiten a los Estados Unidos de América convertirse en el
hegemon político universal. Circunstancia que, desde el
ángulo económico, se acompaña con un consumo masificado de bienes, modificaciones en el Sistema Internacional de Pagos y en las instituciones financieras que
sirven de soporte al intercambio internacional de bienes
que surge de las transformaciones tecnológicas y políticas evocadas.
El proceso descrito se desenvuelve en tres fases: la
primera termina con la Segunda Guerra mundial, y en
ella se van desmantelando y modificando las instituciones económicas y políticas construidas en el siglo XIX.
Las dos siguientes transcurren entre 1950 y 1972 y entre
dicho año y el 2000. En la segunda fase, la interacción
entre los consumidores y las empresas que les sirven,
dictan precios y fijan las reglas del juego económico; lo
cual hace que el cultor de la ciencia económica estime
verosímil la visión de la síntesis Hicks-Keynesiana.
Al inicio de la tercera fase, los reclamos de los exportadores de materias primas asociados a sus deseos de
adherirse a la marcha industrial y al bienestar que origina, provoca conflictos por las valoraciones de los bienes y por sus consecuencias sobre la distribución del
excedente. De allí que los precios nominales de los bienes se multipliquen varias veces; dando la impresión de
que los exportadores de materias primas esenciales toman el control de la variación de los precios y de la
distribución del excedente.
Pero ello es solo una ilusión monetaria. Las transformaciones del Sistema internacional de Pagos y las innovaciones del Big Bang financiero, realizadas por el eje
70
Academia de Ciencias Económicas y Sociales
Washington-Londres, más la revolución telemática, construyen un mercado global monetario-financiero que al
subsumir las transacciones de los diversos mercados reales, conforman precios universales, o tendentes a un costo marginal único, influenciable por el Sistema Internacional de Pagos, constituyente de un circuito de poder
y de una dinámica especulativa, que permite a los
Estados Unidos aplicar una estrategia financiera similar
a la que permitió a la Pérfida Albión aconvertirse en el
hegemon geopolítico en el siglo XIX.
Para el advenimiento del siglo XXI los avances tecnológicos ponen a disposición del planeta fuentes energéticas que, en principio, parecieran ser capaces de substituir
una proporción importante de las viejas fuentes de petróleo y carbón y transformar los condicionantes de la geopolítica. Pero, por el momento, ello también resulta
ilusorio.
En efecto, las limitaciones técnicas para el uso masivo
que las nuevas fuentes conllevan, más las limitaciones
de disponibilidad por razones de localización geográfica,
hacen que no conformen una situación de concurrencia
universal de explotación; por lo cual no tienen precios
únicos o universales. Así, aunque al interior de algunas
regiones varíen las condiciones de autoabastecimiento, el
saldo resultante de las compensaciones interregionales
afecta poco a los condicionantes mayores del comercio
global y de los conflictos geoeconómicos y geopolíticos
heredados.
De allí que, en el corto plazo, ante las bajas probabilidades de transformación del Sistema Internacional de
Pagos y de la dinámica especulativa que genera, también
resulten improbables las modificaciones del orden político
global y de la influencia que ejercen sobre el ámbito
nacional.
Energía
71
Academia de Ciencias Físicas,
Matemáticas y Naturales
Perspectivas Tecnológicas Energéticas
y Oportunidades de Investigación y
desarrollo. Consecuencias para
Venezuela
72
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Mireya R. Goldwasser (Coordinadora)
Benjamín Scharifker
César Quintini
Daysi Rojas
Eduardo Buroz
Jorge Mostany
José Manuel Aller
Liliana López
Rafael Lairet
Energía
73
I. INTRODUCCIÓN
El siguiente capítulo fue desarrollado por un grupo de
miembros de la Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales (ACFIMAN) conjuntamente con miembros de la Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat
(ANIH) e investigadores de la Universidad Simón Bolívar, con la finalidad de analizar y reflexionar sobre la
situación energética de Venezuela, haciendo énfasis en
las perspectivas tecnológicas energéticas y las oportunidades de investigación y desarrollo.
Dado que es de esperar, que los cambios en el desarrollo de nuevas fuentes primarias de energía, pueden
tener consecuencias de diversa índole a nivel mundial y
a nivel nacional, en la evolución de la estructura de la
matriz energética, para el consumo interno, los diferentes tópicos se desarrollaron intentando vislumbrar los
cambios que podrían ocurrir en el modelo de desarrollo
nacional, basados fundamentalmente en la exportación
de hidrocarburos, y en las gestiones que se tendrían que
emprender para moderar sus efectos negativos y potenciar los positivos. Se trata de identificar la contribución
del esfuerzo científico en esas acciones, mediante el planteamiento de algunas líneas de investigación.
Los sucesos que acaecen respecto al replanteamiento
de la política energética mundial, tienen efectos dobles
ya que, pueden contraer la demanda de fuentes generadoras de gases de efecto invernadero y estimular el
desarrollo de nuevas fuentes de energía, pero pueden
también inducir a encontrar nuevos métodos para mantener el confort y bienestar con un consumo energético
menor. Adicionalmente, los descubrimientos de fuentes
no convencionales de energía fósil en grandes cantidades
74
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
y explotables a precios competitivos con las convencionales y las opciones de generación alternativa pueden dar
lugar a presiones sociales y económicas que induzcan
cambios en las posturas políticas de los países frente al
consumo de combustibles fósiles. Estas posibilidades que
incitan la reflexión deben ubicarse en dos referentes espaciales, lo que sucederá en el mundo y fundamentalmente, en los grandes centros importadores netos de
energía y lo que pudiera ocurrir en Venezuela en respuesta a las variables de consumo interno, necesidades
de exportación y compromiso internacional frente al
cambio climático.
Actualmente, se percibe un movimiento mundial a racionalizar el consumo de energía y a modificar la matriz
energética mediante el ahorro de energía y el desarrollo
de nuevas fuentes, incentivando el desarrollo de una
conciencia colectiva de la relación existente entre los gases de efecto invernadero y el cambio climático mundial.
Se observa una fuerte tendencia a la reducción, para una
posible y futura sustitución del uso de combustibles fósiles no amigables con el ambiente (petróleo en todas sus
formas y carbón). Existe una fuerte presión a nivel internacional en las academias y centros de investigación
por la utilización de energías alternas (o no convencionales) como la solar, eólica, geotérmica, biomasa, mareo-motriz y nuclear.
La planificación con fines de provisión segura de energía es un ámbito de actuación interdisciplinario con propósito integrador, se pretende el mayor conocimiento del
todo, sin abandonar el entendimiento de las partes. En el
caso venezolano el problema es más complejo, pues no solo
es necesario satisfacer la demanda de combustibles y de
electricidad, sino que es vital considerar la provisión de productos energéticos de exportación, para garantizar los recursos fiscales requeridos para el desenvolvimiento del país.
Una técnica adecuada para formular estrategias para
el desarrollo y seguridad energética es, como se ha men-
Energía
75
cionado, la imaginación de escenarios. Estos describen
una situación futura que se supone que podría ocurrir.
Estructurar un escenario posible puede ir desde un simple ejercicio perceptivo, basado en la interrelación subjetiva de elementos concretos y de tendencias, a un complejo proceso de interrelación matemática de variables.
En la realización de la planificación energética se usan
modelos y técnicas estructuradas para el desarrollo de
escenarios. A lo largo del documento se mencionan algunos de ellos y se consideran sus resultados.
La conciencia de cambio de la matriz energética mundial va surgiendo de evidencias que se acumulan día tras
día. En el documento se resaltan algunas de estas evidencias los cálculos de la demanda humana por recursos
y servicios ambientales, que contempla lo necesario para
la alimentación, los recursos naturales explotados y la
capacidad para secuestrar el carbón producido por el uso
de los combustibles fósiles, han superado en 7 meses y
20 días, la capacidad de regeneración de la Tierra para
el año 2013, eso indica que hay un excedente de 4 meses y 10 días incapaz de entrar el sistema natural de
regeneración del planeta y seguramente esto fue así años
atrás, todo lo cual evidencia que se han superado los
límites planetarios. A las nuevas fuentes primarias de gas
y de petróleo de lutitas se le atribuyen numerosos impactos ambientales que aún están sobre la mesa de discusión, con la consecuencia que algunos países se acogen
al principio de precaución, mientras que otros adoptan
políticas audaces, confiando la respuesta tecnológica y
otros asumen una posición de cautela, esperando por
mayores evidencias científicas en uno u otro sentido. De
lo que no hay duda, es que estas fuentes están vinculadas al carbón, en momentos en que el mundo demanda
fuentes no carbónicas, para evitar la contribución a la
generación de gases de efecto invernadero. Es un tema
extremadamente álgido para Venezuela, por lo que puede
representar la el mercado de exportación de hidrocarburos si todos los países decidiesen su uso, o por la crisis
76
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
para los países productores de petróleo si se decidiese la
eliminación, así sea gradual, de las fuentes energéticas
basadas en carbón.
El documento advierte, citando fuentes precisas, que
las grandes economías del mundo establecieron en 2005
un plan de acción, basado en las siguientes estrategias:
o Cambios en el uso de la energía;
o Uso eficiente de la energía a través de acciones específicas, como: reducción de GEI, captura de carbono, incremento en la eficiencia y ahorro energético;
o Investigación y desarrollo (I&D) en tecnologías
energéticas;
o Financiamiento para la transición hacia energías
más limpias;
o Gestión del impacto del cambio climático;
o Lucha contral la tala ilegal de los bosques;
Las circunstancias políticas, económicas y sociales presentes en la actualidad en esas economias apuntan a que
esas estrategias sean dejadas de lado, con las consecuencias que ello implicaría. En el documento se profundiza
en el cambio de la estrategia de desarrollo de nuevas
fuentes energéticas y sus consecuencias ambientales.
En el plano nacional se evidencia un cambio en la
estrategia en el desarrollo de fuentes primarias de generación de electricidad, al pasar de la generación hidroeléctrica a la generación termo eléctrica. Este cambio es,
sin lugar a dudas, crucial, al considerarlo en el esquema
mundial de desarrollo de fuentes energéticas, pero pasa a
un plano de menor relevancia al analizarlo como parte
del conjunto de la crisis del sector eléctrico venezolano.
El documento considera la desatención a aspectos claves del proceso de satisfacción de la demanda energética
por ausencia de acciones gerenciales como planificación,
inversiones y mantenimientos indispensables para el cre-
Energía
77
cimiento del sector eléctrico. A ellos se aúnan acciones
institucionales y políticas inadecuadas que han obstaculizado la solución de los problemas en las áreas clave de
generación, transmisión y distribución. El documento advierte que la crisis que se visualizó desde 2001 y que se
manifestó con toda crudeza desde 2008, se continuará
profundizando a menos que se resuelvan los problemas
estructurales de planificación, inversión, gerencia, mantenimiento y operación, unido a un proceso educativo de
la población para realizar un uso racional del recurso
energético y propone las medidas requeridas en el sector
eléctrico en el corto, mediano y largo plazo para producir los cambios esenciales en la gerencia, planificación, operación y mantenimiento del sistema eléctrico venezolano.
Venezuela es un país dependiente de la economía de
los hidrocarburos y por lo tanto tiene el deber de analizar su futuro como país productor de hidrocarburos. Las
fuentes de mayor dimensión con que cuenta el país son
los petróleos pesados y extra pesados de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y el gas natural. El documento
considera ambas fuentes y sus perspectivas de desarrollo,
pero además agrega una consideración a los yacimientos no convencionales de hidrocarburos.
En Venezuela las acumulaciones de hidrocarburos que
podrían considerarse contenidas en yacimientos no convencionales pueden relacionarse a arenas bituminosas,
crudos pesados a extra pesados, metano en estratos carbón y lutitas gasíferas. La alta demanda de hidrocarburos a nivel mundial y el alto contenidos de yacimientos
con crudos pesados y extra pesados en Venezuela, hace
necesario mantener y aplicar nuevas metodologías para
su explotación. Adicionalmente el interés en el uso del
gas como fuente alterna de energía, requiere conocer
donde pueden ubicarse formaciones geológicas con estratos de carbón que contengan metano o lutitas gasíferas,
que puedan haber generado gases y estos se encuentren
entrampados en las lutitas o en yacimiento cercanos a
estas (gas no asociado).
78
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Con el incremento en la demanda de hidrocarburos
como fuente de energía a nivel mundial, su producción
en yacimientos no convencionales, incluyendo los crudos
extra-pesados, es de gran importancia. Venezuela como
país productor de crudos, debe considerar el estudio de
los hidrocarburos contenidos en yacimientos no convencionales, como una fuente de energía alterna y para el
beneficio económico de nuestro país.
En esta sección se presentan algunos aspectos sobre
los yacimientos no convencionales, incluyendo sus características, algunos antecedentes del estudio de yacimientos de hidrocarburos no convencionales en Venezuela y
las perspectivas futuras.
Es evidente que si se reduce el consumo nacional de
combustibles líquidos, éstos se pueden exportar y los ingresos que se perciban deben acreditarse a la fuente
alterna que los sustituya, lo cual puede lograrse incrementando la generación hidroeléctrica, aumentando el
suministro de gas o utilizando los hidrocarburos extrapesados de los que Venezuela posee abundantes reservas.
Según los especialistas, Venezuela tiene suficientes recursos en la forma de gas natural y potencial hidráulico,
que no debiera ser necesario incurrir en el consumo de
hidrocarburos exportables para la generación de electricidad, no obstante se requiere tiempo para aplicar las correcciones necesarias. Es allí cuando surge la posibilidad
de uso de los hidrocarburos extra-pesados como una
fuente inmediata. En una etapa inicial es posible que
una opción de esta naturaleza resulte atractiva, no solamente por los ahorros potenciales que implica, sino por
la oportunidad que se tendría de llegar a desarrollar en
el país tecnologías relacionadas con el uso de dicho combustible, tanto en los aspectos conceptuales y de manufactura, como en el mantenimiento y operación de los
equipos, conocimiento que complementaría la oferta de
dichos combustible a las regiones donde su aplicación
resulte competitiva.
Energía
79
Respecto al gas natural, datos de fuentes reconocidas
indican que es el combustible fósil de mayor expansión,
las reservas mundiales superan actualmente los 6.000
trillones de pies cúbicos (TPC), de los cuales los países de
la ex Unión Soviética poseen el 37%, y el Medio Oriente
35% del total, con una cantidad similar estimada para
el gas de lutitas.
El gas natural ofrece una opción asequible, disponible
y ambientalmente aceptable para satisfacer las demandas
energéticas actuales, ayudando además a satisfacer la
creciente demanda mundial por una energía más limpia
en el futuro, por lo que se prevé que el gas natural
sustituya al petróleo a largo plazo.
El cambio climático que está ocurriendo a nivel mundial en los últimos años, demanda una evolución en la
tecnología de obtención de energía más amigable con el
ambiente a partir de combustibles fósiles. Dentro de este
contexto, el GN se considera como uno de los combustibles fósiles más limpios y amigables con el medio ambiente, las plantas de energía de eléctrica con base en
GN emiten alrededor de la mitad del CO2 de las centrales eléctricas de carbón. Aún cuando el futuro del uso del
GN está determinado por su relación de costo con el
crudo, su menor impacto en el medio ambiente, su menor costo para producir hidrógeno y combustibles más
limpios, hacen indispensable su valori- zación y desarrollo. Por todas estas razones Venezuela debe incluir como
parte de su estrategia energética el desarrollo de los yacimientos de gas natural y su valorización.
La propensión al desarrollo de energías alternativa
hace necesario que Venezuela evalúe sus posibilidades
energéticas mediante el uso de estas fuentes. Se observa
una fuerte tendencia a la reducción, para una posible y
futura sustitución del uso de combustibles fósiles no amigables con el ambiente (petróleo en todas sus formas y
carbón). Existe una fuerte presión a nivel internacional
en las academias y centros de investigación por la utili-
80
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
zación de energías alternas (o no convencionales) como
la solar, eólica, geotérmica, biomasa, mareomotriz y nuclear. En este capítulo, se analiza la situación actual de
desarrollo de la bioenergía con base en la biomasa, la
energía eólica y la generación y almacenamiento de
energía electroquímica, como energías alternativas.
Los patrocinadores de la biomasa argumentan que ella
se puede manejar sobre una base sostenible de modo que
se mantenga un ciclo de carbono cerrado sin incrementos netos en los niveles de dióxido de carbono atmosférico.
La combustión de biomasa, en principio no contribuye
al aumento del efecto invernadero porque el carbono que
se libera forma parte de la atmósfera actual (es el que
absorbe y liberan continuamente las plantas durante su
crecimiento) y no del subsuelo, capturado en épocas remotas, como para los casos del gas natural o el petróleo.
Mientras que en teoría esto significa que la biomasa puede ser carbono neutral, si se usan fertilizantes para cultivar y combustibles fósiles para transportar el material, el
balance neto de carbono, puede no ser completamente
neutral, y este es uno de los problemas con la biomasa;
la necesidad de identificación y medición de los beneficios ambientales.
Los mayores esfuerzos en actividades de I&D y escalamiento sobre los procesos de producción de biocombustibles avanzados se realizan sólo en algunos países
desarrollados y grandes economías emergentes como
Brasil, China e India.
En relación a la energía eólica, se observa que esta ha
crecido rápidamente a nivel mundial, se considera que
ha superado la etapa de I & D y se explota de forma
industrial, específicamente en los países del norte de Europa, siendo Dinamarca el país con el uso más generalizado de la energía eólica, seguido de Alemania, Holanda
y España. De nuevo China e India, se ubican entre los
países emergentes con mayor instalación de generación
Energía
81
eólica. A nivel latinoamericano Argentina, Brasil y México se ubican entre los 10 países con mayor tasa de
crecimiento. Para Venezuela, el desarrollo de las energías
alternativas en general y de la energía eólica en particular no se avizora como una alternativa prioritaria a desarrollar en corto o mediano plazo. A pesar de que
Venezuela cuenta con un alto potencial aprovechable,
aunado a una demanda de energía insatisfecha y al desarrollo energético con alternativas a la dependencia de
la energía fósil, sería necesario un profundo interés del
estado acompañado de la adjudicación de recursos y formación de personal altamente calificado, para lograr un
desarrollo relevante de las energías renovables. Aún
cuando ha habido intención por parte del estado venezolano del desarrollo de las energías alternativas, este no
ha sido sostenido en el tiempo.
En cuanto a la generación y almacenamiento electroquímico de energía, el desarrollo de este tópico se enfocó en la descripción de dos temas específicos: las celdas
de combustible de conversión directa de hidrocarburos y
la explotación y el uso del vanadio en celdas de flujo
electroquímicas, por ser aspectos donde se han obtenido
resultados tangibles en Venezuela, pero en los cuales ha
faltado apoyo concreto por parte de los organismos oficiales, más allá de las declaraciones públicas y ciertas
decisiones burocráticas.
82
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
II. CONSECUENCIAS PARA VENEZUELA
DEL DESARROLLO ENERGÉTICO POSIBLE
Eduardo Buroz Castillo1.
INTRODUCCIÓN
Se percibe un movimiento mundial a racionalizar el
consumo de energía y a modificar la matriz energética.
Las acciones recientes en establecimiento de nuevos centros de generación termoeléctrica en el país manifiestan
un cambio en el esquema de desarrollo de fuentes energéticas que se había seguido en Venezuela a partir de la
segunda mitad del siglo XX. Los sucesos mundiales y
nacionales pueden tener consecuencias de diversa índole.
En esta sección se intenta vislumbrar cuáles de aquellas
podrían dar lugar a cambios en el modelo de desarrollo
nacional y qué acciones se tendrían que emprender para
morigerar sus efectos negativos y potenciar los positivos.
Se trata de identificar la contribución del esfuerzo científico en esas acciones, mediante el planteamiento de algunas líneas de investigación.
Imaginar los escenarios que pueden derivarse de las
percepciones anotadas, pasa por examinar las tendencias
mundiales en ahorro de energía, por la consideración de
la voluntad política internacional en el desarrollo de nuevas fuentes, por la conciencia colectiva de la relación
entre los gases de efecto invernadero y el cambio climático mundial. Los sucesos que acaecen al respecto,
tienen efectos en ambos lados de la ecuación, pueden
contraer la demanda de fuentes generadoras de gases de
efecto invernadero y pueden estimular el desarrollo de
Energía
83
nuevas fuentes de energía, pero también pueden inducir
a encontrar nuevas fórmulas para mantener el confort y
bienestar con un consumo energético menor. Adicionalmente, los descubrimientos de fuentes no convencionales
de energía fósil en grandes cantidades y explotables a
precios competitivos con las convencionales y las opciones de generación alternativa pueden dar lugar a presiones sociales y económicas que induzcan cambios en las
posturas políticas de los países frente al consumo de
combustibles fósiles. Estas posibilidades que incitan la reflexión deben ubicarse en dos referentes espaciales, lo
que sucederá en el mundo y fundamentalmente, en los
grandes centros importadores netos de energía y lo que
pudiera ocurrir en Venezuela en respuesta a las variables
de consumo interno, necesidades de exportación y compromiso internacional frente al cambio climático.
La planificación con fines de provisión segura de energía es un ámbito de actuación interdisciplinario con propósito integrador, se pretende el mayor conocimiento del
todo, sin abandonar el entendimiento de las partes y sin
dejar de comprender que el contexto holista específico es
diferente en cada realidad2. Con esta orientación se trata
de establecer la matriz energética más conveniente para
garantizar la seguridad en esa materia a cada país. En el
caso venezolano el problema es más complejo, pues no
solo es necesario satisfacer la demanda de combustibles
y de electricidad, sino que es vital considerar la provisión
de productos energéticos de exportación, para garantizar
los recursos fiscales requeridos para el desenvolvimiento
del país.
Una técnica adecuada para formular estrategias para
el desarrollo y seguridad energética es, como se ha mencionado, la imaginación de escenarios. Estos describen
una situación futura que se supone que podría ocurrir.
Estructurar un escenario posible puede ir desde un simple ejercicio perceptivo, basado en la interrelación subjetiva de elementos concretos y de tendencias, a un
complejo proceso de interrelación matemática de varia-
84
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
bles. En la realización de la planificación energética se
usan modelos y técnicas estructuradas para el desarrollo
de escenarios.
El World Energy Model (WEM) de la Agencia Internacional de la Energía (OECD/IEA, 2012) es uno de los
mayores esfuerzos para comprender y evaluar comportamientos futuros del sector energético global. El WEM
provee estimados globales y regionales con base a tendencias de la demanda, disponibilidad de la oferta y balances energéticos. Evalúa el impacto ambiental de la
energía usando básicamente, como indicador las emisiones de CO2, aunque también puede estimar emisiones de
otros gases de efecto invernadero. Simula el efecto de
acciones políticas y de cambios tecnológicos y de la consecuencia de inversiones en el sector energético. Estos
análisis los puede realizar bajo 4 escenarios: nuevas políticas: resultado de adopción de acuerdos internacionales y cambios normativos, financieros, etc. en los países;
políticas actuales: resultados de operar bajo el marco
establecido; 450: destinado a conocer con 50% de probabilidad como mantener el incremento de temperatura
por debajo de 2 0C y mundo eficiente: permite conocer
la respuesta a cambios en la eficiencia energética y al
mejor uso de la energía.
Schuschy (2001) plantea que los escenarios a los efectos de la planificación energética deben considerar los
aspectos macroeconómicos, los demográficos, las tendencias sectoriales, las tecnologías vigentes y futuras, las
normas y regulaciones, las orientaciones políticas y las
restricciones presentes. Tomándolos en cuenta de conjunto, se debe tratar de conjeturar sobre lo que podría ocurrir; lo que se puede hacer para fortalecer un cambio
deseado o lo que correspondería acometer para evitar
uno indeseado; de modo que la planificación implica establecer el camino para alcanzar el objetivo deseado.
Este trabajo no pretende en modo alguno realizar
esas tareas. Es un mero ejercicio perceptivo para estimu-
Energía
85
lar a los expertos y a los responsables de esta gestión
vital para el país sobre la necesidad de desarrollar un
proceso continuo de planificación estratégica en materia
energética.
Escenarios Internacionales.
Fundamentos para su formulación.
La evidencia de existencia de recursos de hidrocarburos ha impulsado la exploración destinada a identificar
nuevos campos, así como a estimar las reservas de petróleo y gas de lutitas y el desarrollo tecnológico ha promovido su consecuente proceso de explotación. La existencia de petróleo y gas de lutitas ha dotado de fuentes
de energía fósil no convencional a países que, como los
Estados Unidos de América, parecían haber agotado sus
recursos, a la vez que ha potenciado la riqueza energética de naciones que aún disponían de suficientes recursos
convencionales, como México, Argelia o Libia y ha aportado disponibilidad energética a países en pleno proceso
de integración al conjunto de naciones más desarrolladas
del mundo, como China y Brasil. La Figura No 1 muestra las zonas donde se localiza el gas de lutitas, indicando la certeza de su ocurrencia.
Lo que está sucediendo en el mundo en relación a
reservas de hidrocarburos, ha sido considerado como La
Próxima Revolución (Maugeri, 2012)3. Efectivamente,
Maugeri realizó un detallado análisis campo por campo,
país por país y encontró que se podrían producir 49 millones de barriles diarios de petróleo adicionales en el año
2020, lo que corresponde más o menos la mitad del consumo actual. Al efectuar un ajuste a su estimación, producto de considerar factores de riesgo y tasas de declinación y de mejoras en la producción de los campos de
petróleo convencional llegó a un incremento de 17,6 millones de barriles por día, lo que afirma, es el adición
más significativa desde 1980.
Figura 1: Localización de las 48 mayores cuencas de gas de lutitas en 32 países. Fuente: U.S.
Energy Information Administration (EIA) (2011). World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14
Regions Outside the United States. Washington, D.C.
86
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
87
El ímpetu actual de la actividad petrolera es hacia los
llamados yacimientos no convencionales3, porque será de
ellos de los cuales dependa la nueva producción Los países responsables de la mayoría del incremento en la producción serán Canadá, Estados Unidos de América,
Brasil e Irak, tal como puede apreciarse en la Figura No
2. Además se observa que, con excepción de Noruega,
Irán, México y el Reino Unido, el resto de los países
aumentarán su capacidad de producción actual. En dos
de los cuatro países que disminuyen su capacidad de
producción, el autor citado, señala que la causa del
decremento es de naturaleza política.
Esta revolución en la economía petrolera, debe, sin
embargo, atender a múltiples aspectos que podrían afectarla, pues a los avances de carácter tecnológico, se suman consecuencias sociales y aún políticas, como resultado de los posibles impactos ambientales negativos, locales y globales. Localmente, a la fractura hidráulica se
le atribuyen contaminación de aguas, suelos y subsuelo
debido al uso intensivo de productos químicos (véase
Cuadro No 1), infiltración de gas natural a la napa
freática o acuíferos poco profundos, elevada perdida de
gas natural por falta de infraestructura y hasta movimientos telúricos de baja intensidad, (Maugeri, 2012,
OLADE, 2012, Lairet, 2013), también se han señalado
problemas sociales, comunicacionales y políticos
(Petrizzo, 2012).
Los países han reaccionado de modo diferente frente a
estos impactos posibles; algunos, como Francia, Holanda
o Austria han prohibido el uso de la técnica, en otros,
como España, se ha adoptado el principio de precaución
y cautela, mientras que otros se han asignado periodos
para presentación de pruebas convincentes 4 del control
del posible daño ambiental, sin embargo, en ciertos países se han concedido las autorizaciones correspondientes
y ya están en explotación algunos campos, caso de Estados Unidos y Argentina. La situación no es clara y es
fundamental estar atento a su desenvolvimiento. En el
88
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Cuadro 1. Aditivos químicos presentes en el fluido de perforación. Fuente: Lairet Centeno, Rafael (2013). Fractura hidráulica o fracking. Explotación de gas asociado a lutitas.
Aspectos Ambientales. Caracas. (Charla dictada en la Academia
Nacional de la Ingeniería y el Hábitat.) 5
COMPONENTE QUÍMICO
EFECTOS EN EL AMBIENTE
Metanol
Contaminación de aire. Tóxico,
afecta sistema nervioso central.
Produce ceguera. Dosis: 100 ml
Contaminación de aire. Nocivo
al ingerir. Dosis 100 ml.
Contaminación de aire y agua.
Cancerígeno en animales de
laboratorio.
Contaminante del aire.
Posiblemente cancerígeno en
humanos y mutagénico.
Contaminante del aire y el agua.
Toxicidad aguda.
Contaminante del aire.
Corrosivo. Posibles efectos
mutagénicos y teratogénicos.
Contaminante del aire y el agua.
Efectos mutagénicos y
teratogénicos.
Tóxico para organismos
acuáticos. Evitar incorporación
en el ambiente.
Contaminante del aire.
Corrosivo. Cancerígeno. Efectos
mutagénicos y teratogénicos.
Contaminanción del aire, agua y
suelos. Cancerígeno.
Etilenglicol
Diesel
Naftaleno
Xileno
Ácido Clorhídrico
Tolueno
Etilbenceno
Ácido Sulfúrico
Cloruro de Bencilo
Benceno
Efectos sobre la sangre. Posible
relación con Leucemia.
Relacionado con efectos
teratogénicos y mutagénicos.
Energía
89
plano de los impactos globales se agudiza la controversia
sobre el calentamiento global y su causa antrópica, debido a la emisión de gases de efecto invernadero por la
combustión de los hidrocarburos.
Adicionalmente, a estas razones ambientales se presentan otras barreras a la rápida expansión de la producción de petróleo no convencional, entre ellas, temas
legales y regulatorios, posibilidades de los prestadores de
servicios técnicos para satisfacer las solicitudes y demanda insatisfecha de capitales de riesgo. A estos factores
previstos por Maugeri, les agrega otros más complejos
como una nueva recesión mundial, cambios en el ritmo
de crecimiento económico de China, solución o agravamiento de tensiones políticas en los países productores de
petróleo. En síntesis, todo lo haga retroceder el precio del
barril a números por debajo de $ 70 por barril.
OLADE (2012) destaca de modo semejante el conjunto de factores que imponen algún grado de incertidumbre a la producción de hidrocarburos no convencionales,
indicando que las inversiones son de alto riesgo, que la
relación entre tecnologías de explotación y ambiente no
está suficientemente dilucidada y que los países aún deben establecer políticas y marcos regulatorios. La concentración de las reservas de hidrocarburos convencionales [petróleo (89% y gas (69%)] en Venezuela, ha
despertado gran interés por los hidrocarburos no convencionales en las otras naciones de América Latina y El
Caribe. Este accionar parece consecuencia de un deseo
de seguridad energética y precaución geopolítica.
Si bien es cierto que los no convencionales se encuentran geográficamente más equitativamente distribuidos,
resulta paradójico que los países de mayor desarrollo
económico de la región, sean también los de mayores
reservas en estos recursos.
En efecto de un total de 175 trillones (1012) de metros
cúbicos (Tmc) de recurso in situ, 169, 6 (86,6%) lo po-
(Discussion Paper # 2012-10)
production and what it means for the World. Cambridge (Mass.) Harvard University. The Geopolitics of
Energy. Belfer Center for Science and International Affairs. John F. Kennedy, School of Goverment
Figura 2: Evolución de la capacidad de producción de petróleo, país por país. Umbrales 2011 y
2020. Fuente: Maugeri, Leonardo. (2012). Oil: The Next Revolution. The unprecedented upsurge of oil
90
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
91
seen esos países, distribuidos según se indica: Argentina
77,2 Tmc (45,51%); México 66,8 Tmc (39,39%) y Brasil
25,6 Tmc (15,10%) (OLADE, 2012).
Debido a lo que OLADE (2012) advierte con convicción, que en los países de América Latina y El Caribe
(ALC)6, su seguridad energética dependerá ahora y por
mucho tiempo de los combustibles fósiles convencionales
o no y dado que la mayoría de ellos son importadores
netos de energía, los altos precios de adquisición de
aquella atentan contra el dinamismo de sus economías,
por eso se ha producido en la región un interés creciente
por la explotación de sus reservas de hidrocarburos no
convencionales.
Este breve recuento va configurando lo expresado sobre la complejidad de los escenarios y de la necesidad de
acometer su formulación y revisión continua.
Antecediendo al desarrollo de las energías fósiles no
convencionales, durante los años finales de los noventa
del siglo XX y las primeras décadas del siglo XXI se ha
venido evidenciado un importante desarrollo de las energías renovables, incluso a pesar del cuestionamiento que
en el pasado reciente se manifestó, por razones ambientales, en contra de las presas hidroeléctricas. La Figura
No 3 muestra las tasas medias de crecimiento de las
energías renovables en el mundo.
Al indicador de tasas de crecimiento en producción de
energías, hay que sumar el indicador de inversiones que
según André, de Castro y Cerdá, 2011, varió entre 2004
y 2010 como se indica en el Cuadro No 2.
Dado el conjunto de países líderes en capacidad instalada por fuentes de energía es posible inferir que estas
inversiones continuarán como parte de la estrategia
energética de esos países. El Cuadro No 3 muestra lo
indicado.
Alemania llegó a instalar 7.000 MW de energía
fotovoltaicas por año (Del Río, 2013 citado por Bolaños,
92
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
50
43,5
45
40
25,1
25
20
14,9
10,0
la
l.
so
a
ic
a
úl
r
rm
1,2
as
So
té
a
ás
ra
B
g
io
.
a
ic
ic
2,2
id
l
Eó
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rm
ar
fo
H
l
So
s
té
o
le
ca
en
b
va
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R
al
.
G
t
To
3,2
1,8
1,7
io
5
0
10,0
om
10
Bi
15
B
%
35
30
Figura 3. Tasas medias de crecimiento de las energías
renovables en el mundo. Periodo 1999–2009. Fuente: IEA
(International Energy Agency) (2011): Renewables Information
2011 with 2010 data. Citado por: André, Francisco Javier, Luis
Miguel de Castro y Francisco Cerdá. (2012). Las Energías Renovables en el Ámbito Internacional. Madrid, Cuadernos Económicos del ICE., (83):11-36.
2013)7. España instaló 2.555 MW fotovoltaicos en 2008
y hasta 2011 acumula 4.490 MW, previendo alcanzar
7.250 Mw en 2020 (Bolaños, 2013).
Por la naturaleza de los mercados característicos de
las energías renovables (sin incluir hidroelectricidad) pareciera evidenciarse un comercio estable para su desarrollo. Estas oportunidades de producción y venta comprenden: calor para procesos industriales; calefacción, refrigeración y producción de agua caliente de uso domestico; carburantes para transporte y servicios energéticos
para comunidades rurales aisladas no integradas a la red
(André, de Castro y Cerdá, 2011). De acuerdo con
Quintini (2013) al nivel de usuario, la energía tiene cuatro aplicaciones fundamentales:
93
Energía
o
Calentar
o
Iluminar
o
Trabajar
o
Irradiar
Cuadro 2: Inversión total en el mundo en energías renovables. Años indicados
Años
Inversión en millones de dólares
2004
22.000
2008
130.000
2009
160.000
2010
211.000
Fuente: André, Francisco Javier, Luis Miguel de Castro y Francisco Cerdá. (2012). Las Energías Renovables en el Ámbito Internacional. Madrid, Cuadernos Económicos del ICE. (83):11:36
Las tres primeras tareas pueden ser realizadas con
cualquier forma de energía, con diferente calidad de resultados. La última se refiere a las aplicaciones electromagnéticas que solamente pueden llevarse a cabo con
energía eléctrica. En cuyo caso si la energía llega al destinatario de forma diferente, debe primero ser convertida
en electricidad. Cualquiera sea la fuente lo importante es
garantizar que llegará a satisfacer las necesidades del
usuario en el momento y en la cantidad y calidad que lo
precisa.
Del mismo modo que lo señalado para las energías
renovables, se aprecian actuaciones que demandan importantes inversiones en el desarrollo de nuevas fuentes
de hidrocarburos. La inversión para la explotación de gas
en Patagonia, Argentina ha sido estimada en 250.000
millones de dólares; el costo producción de tight oil en
Estados Unidos de América varía entre 44 y 68 $/Bbl
(González Cruz, 2012). Este mismo autor recopiló y sintetizó información sobre los costos de producción, tecno-
3. Cinco países líderes mundiales en cuanto a capacidad instalada (a finales de 2010).
Capacidad
China
Alemania
España
India
2
3
4
5
India
Alemania/
Brasil
Canadá
EEUU
China
(con hidro)
(sin hidro)
EEUU
renovables
renovables
instalada en instalada en
Capacidad
1
Posición
India
España
Alemania
EEUU
China
eólica
energía
instalada en
Capacidad
Suecia
China
Alemania
Brasil
EEUU
biomasa
energía de
instalada
Capacidad
Italia
México
Indonesia
Filipinas
EEUU
geotérmica
energía
instalada
Capacidad
EEUU
Italia
Japón
España
Alemania
fotovoltaica
Solar
Grecia
Japón
Alemania
Turquía
China
caliente
calor y agua
solar para
Energía
Fuente: REN21 (2011): Renewables 2011: Global status report. Citado por: André, Francisco Javier, Luis
Miguel de Castro y Francisco Cerdá. (2012). Las Energías Renovables en el Ámbito Internacional. Madrid,
Cuadernos Económicos del ICE. (83):11:36
Cuadro
94
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
95
logías y condicionantes de algunas de las fuentes de producción de hidrocarburos no convencionales, tal como se
muestran en el Cuadro No 4.
Las cifras del cuadro precedente confirman la barrera
de precio del petróleo de 70 $/Bbl, indicada previamente,
como punto crucial para el desarrollo de las fuentes no
convencionales de hidrocarburos.
Circunstancias actuales que afectan los mecanismos
financieros que estimularon las inversiones en energías
renovables a mediados de la primera década del siglo
XXI y el advenimiento de sustantivas disminuciones de
precios en las tecnologías fotovoltaicas provenientes de
China han resultado en la aminoración de las inversiones de algunos países en energías alternativas (Bolaños,
2013) (Martínez, 2013). Adicionalmente, la configuración
de la matriz energética puede verse influida por la aplicación de elementos económicos para inducir al ahorro
de energía; por el desarrollo de tecnologías de menor
consumo energético; por incrementos vegetativos de la demanda y aumentos inducidos por el movimiento mundial
ascendente a mejores condiciones de vida a nivel mundial.
El conjunto es un complejo escenario donde se superponen e interactúan múltiples procesos que, agregados,
producen diferentes salidas de la demanda, lo que obviamente conduce a diversos escenarios de la oferta. Centros de investigación y de prospección de la más variada
índole y con objetivos que pueden ir desde la seguridad
nacional, pasando por la investigación científica por antonomasia, hasta legítimos intereses comerciales están
intentando dar respuesta válida a esta interrogante de
futuro. Queda abierto para un país como Venezuela, un
proceso de recopilación, clasificación, análisis y prospección particular a partir de documentos de este orden,
que permitan la formulación de escenarios previsibles del
desarrollo energético. En atención a estos planteamientos
se consideraran los siguientes temas:
Brasil
EE. UU.
Presalt
profundo
Tight Oil
50
45–65
50–75
-
Oil Sands
+ 100
+ 100
EE.UU
Oil Shale
Costo de
Producción
$/Bbl
Ártico Costa
afuera
Ártico
Localización
Fuente
Pozos
horizontales y
fracturamiento
De punta
Minería y
vapor
Convencional
Minería y
vapor
Tecnología
Ambiente. Rápido
agotamiento de los
pozos.
Ambiente
Ambiente
Ambiente muy
delicado
Manejo de estéril
Condicionante
Cuadro 4. . Síntesis de costos de producción, tecnologías y condicionantes de algunas fuentes de
producción de hidrocarburos no convencionales.
96
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
97
o Prospección del mercado de hidrocarburos.
o Mecanismos económicos y fiscales para inducir la
reducción del consumo de combustibles líquidos.
o Mecanismos económicos y técnicos para inducir la
reducción del consumo de energía.
o Desarrollo y uso de energías alternativas.
Prospección del mercado de hidrocarburos.
Al respecto no existe una clara evidencia de un incremento sustantivo en la demanda de hidrocarburos líquidos, se constata un cierto consenso para estimaciones a
largo plazo.
González Cruz (2012) cita cifras de la Agencia Internacional de Energía que indican que la demanda se sitúa
cercana 90,6 millones de barriles por día. Mediado el
año 2013 las predicciones de la Agencia para el 2014 se
sitúan en 92 millones de barriles diarios (IEA, 2013). No
es un crecimiento espectacular. Entre los argumentos
que se citan para explicar esta ralentización de la demanda, los de mayor peso parecen ser los inherentes a
la disminución de la tasa de crecimiento económico en
los países de desarrollo emergente.
La prospección de British Petroleum 2010–2030 (BP,
2013), indica un leve incremento de la demanda de petróleo y derivados, pero su tasa de crecimiento es constante. El gas tiene una mayor y constante tasa de
crecimiento, lo que parece coincidir con la Próxima Revolución anunciada por Maugeri. Las demás fuentes,
aunque algunas con significativas tasas de crecimiento,
presentan un punto de inflexión alrededor de 2020, véase
la Figura No 4A. Por sectores el mayor crecimiento de la
demanda, es para la generación eléctrica, véase Figura
No 4B.
Exxon Mobil (2013) destaca la importancia del ahorro y la eficiencia energética en la evolución del consumo y consecuentemente en la demanda. La cifra
98
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
A) Demanda de Energía
por tipo de fuente
18
Renov.*
Hidro
Nuclear
15
12
9
0
1990
18
15
12
Carbón
Gas
6
3
B) Demanda de Energía
por sector
Petróleo
2010
2030
9
Generación
Eléctrica
6
Industria
Otras
3
0
1990
Transporte
2010
2030
* incluye biogasolina
Figura 4. Prospección de la demanda y uso de la energía
2010-2030. Fuente: British Petroleum (2013). BP Energy Outlook 2030 [Documento en línea] Disponible en: http://www.bp.
com/content/dam/bp/pdf/statistical-review/BPWorldEnergyOutlook
booklet2013.pdf [Consulta 20 de agosto de 2013]. (modificado).
estimada es de 500 cuatrillones de BTU en 2040, tal
como se aprecia en la Figura No 5. Al desagregar por
regiones la demanda global de energía se aprecia que
ésta prácticamente no crece en los mercados tradicionales de Europa y Norteamérica. Exxon considera que será
significativamente creciente en China hasta el año 2020,
posteriormente se aplana e incluso disminuye al final del
periodo analizado. La India es otro país que muestra
crecimiento acelerado hasta 2030. El sector que demandará mayor cantidad de energía será el de electricidad,
cuyas fuentes principales serán gas y carbón. Las renovables tendrán un crecimiento acelerado pero llegarán a
representar más del 10 % del suministro, tal como puede
apreciarse en la Figura No 5.
99
Energía
Demanda Global de
"fuel" invertido en
energía
generación eléctrica
Cuatrilliones en BTUs
1250
Cuatrilliones en BTUs
300
Renovables
250
1000
Ahorro de energía a través
de ganancia en eficiencia
Nuclear
200
750
150
Carbón
500
100
250
50
Petróleo
0
2000
Gas
2020
2040
2000
2020
2040
Figura 5. Crecimiento global de la demanda de energía y
eficiencia y ahorro energético. Fuentes de suministro al sector eléctrico. Fuente: Exxon.
La US Energy Information Administration publicó su
visión del comportamiento del sector energético en los
Estados Unidos de América (EIA, 2013). la cual comprende consideraciones sobre la producción, consumo,
tecnología y mercado. En el ámbito de ese país. Los
principales resultados ocurrirá un incremento en la producción de petróleo y gas nacional, basado en hidrocarburos no convencionales; el mercado del gas crecerá
debido a su uso para generación eléctrica y para exportación; se prevé una disminución del consumo de gasolina debido al resultado de los esfuerzos tecnológicos y al
incremento del uso de diesel y gas en el transporte pesa-
100
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
do; se manifestará presiones ambientales, sociales y políticas al uso del carbón para generación eléctrica, con el
consecuente aumento al uso del gas y de las renovables
La OPEP, organización de tanto interés para los países
exportadores de petróleo y en particular para Venezuela,
comienza su visión 2012 (OPEC, World Oil Outlook
2012), con una frase impactante:
“el WWO de este año demuestra que el petróleo
continuará jugando un papel capital en la satisfacción
de las necesidades mundiales de energía. También destaca la importancia de las incertidumbres en la demanda que hacen borroso su futuro en el mediano y
largo plazo”8.
El informe reconoce que la política y la tecnología
están influyendo sobre la demanda de petróleo, particularmente en el sector transporte. Se acepta que los hidrocarburos no convencionales pueden cambiar las prospecciones a largo plazo. Advierte sobre la necesidad de
cambios tecnológicos en los procesos de refinación para
adaptarse a los acuerdos internacionales sobre cambio
climático y menciona específicamente de los de Durban,
Sudáfrica en 2011 y Río + 20 (Río de Janeiro, Brasil,
2012). Reconoce que las tensiones geopolíticas son fuente
de incertidumbre a largo plazo. Estima que la demanda
a largo plazo (2035) crecerá hasta 107,3 millones de barriles/día. Esto es, un incremento cercano a 17 millones
de barriles en 23 años o sea unos 800.000 barriles por
año. Ni los países de la comunidad económica Euroasiática9 ni de la OECD incrementarán su demanda, el
incremento provendrá de los países emergentes. La
OPEP evaluó las perspectivas de crecimiento de la demanda bajo 4 escenarios: referencial (basado en las regulaciones y normas existentes, comportamientos históricos y tendencias, alto y bajo crecimiento económico
mundial, y un cuarto basado en cambios en las preferencias de participación del conjunto de combustibles líquidos.
Energía
101
Mecanismos económicos y fiscales para inducir
la reducción del consumo de combustibles líquidos
Los impuestos con fines de reducción de la contaminación generada por hidrocarburos líquidos se usan extensamente en la Unión Europea (UE) y otros países de
la OECD y son un componente importante del precio
finalmente pagado por los usuarios, (véase la Figura No
6).
La política impositiva con el propósito de desestimular
el uso de productos que afectan al ambiente está firmemente arraigada en la UE y no es de esperarse que
cambie, de modo que el efecto sobre la demanda ya se
logró.
Instrumentos fiscales como las tarifas y de sanciones
pecuniarias, como las multas por consumo en exceso, se
han aplicado para inducir la reducción en el consumo de
energía. Este último es el caso de Venezuela, donde se
han establecido importantes multas para castigar el consumo inmoderado de electricidad.
Los países emergentes y los países de bajo nivel de
desarrollo pareciera que prefieren orientarse a las licencias negociables y existe una propensión en la comunidad profesional ambiental a preferir los programas de
control de emisiones basado en topes (Norregard y
Reppelin-Hill, 2000).
Mecanismos económicos y técnicos para inducir
la reducción del consumo de energía
El uso de mecanismos tecnológicos en los países desarrollados ha inducido importantes reducciones en el consumo total de energía (20% desde 1970 a la actualidad)
(Millarium, 2013).
La educación de los consumidores ha resultado en
contribuciones efectivas a la disminución del consumo.
CORPOLEC (2013) indica que:
102
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
“países como Brasil, Chile y México han alcanzado
hasta el 30% de sus resultados en reducción de consumo mediante campañas de educación y divulgación”.
Desarrollo y uso de energías alternativas
Debido a la creciente preocupación por la emisión de
gases de efecto invernadero, las energías renovables han
venido incrementando su participación en la matriz
energética mundial. La inversión mundial en el desarrollo de estas fuentes se multiplicado por 10 desde 2004 a
2011 y el número de países que tienen políticas de apoyo
a las energías renovables o algún tipo de objetivo o cuota a nivel nacional, pasó de 55 en 2005 a 118 en 2011
(André, de Castro y Cerdá, 2012).
Recientemente, las fuentes no convencionales de hidrocarburos están tomando un auge creciente dada la
política de independencia energética que han asumido los
grandes consumidores, que a la vez son países, que debido a los programas agresivos de exploración están pasando a convertir tales recursos en reservas y, en
algunos casos, ya han entrado en fase de explotación. La
Figura No 7 muestra los países donde se encuentran las
mayores cantidades de gas de lutitas.
Escenarios posibles.
Los elementos planteados constituyen las bases para
establecer algunos escenarios internacionales que permitan vislumbrar las consecuencias para Venezuela y las
respectivas estrategias a adoptar ante el desarrollo energético internacional previsible. Se ha preferido considerar
escenarios desde la relación energía-ambiente, fundamental para avanzar hacia la consecución del desarrollo
sustentable. Los escenarios son enunciativos de posibles
tendencias y no pretenden proponer datos numéricos que
están ampliamente considerados en documentos como
los referidos.
103
Energía
% de Impuesto a la gasolina
Impuesto al precio de la gasolina
obtenido a través de los datos de la AIE. fttp://bit.ly/iepcYO
60
50
40
30
20
10
0
Impuesto
Francia Alemania Italia
56%
55%
54%
España
Reino
Unido
48%
60%
Japón
43%
Canadá
USA
28%
11%
Figura 6. Impuesto al precio de la gasolina en algunos países de la OECD. Fuente: Freites, José Gregorio. Influencia del
impuesto en el precio final de gasolina en países desarrollados.
Minería Técnica (Ciudad Guyana) 11 de junio de 2011. [Articulo en línea] Disponible en: http://mineriatecnica. wordpress.
com/2011/06/11/influencia-del-impuesto-en-el-precio-final-de-gasolina-en-pases-desarrollados/ [Consulta 9 de agosto de 2013]
Escenario 1: En procura del desarrollo sustentable.
La búsqueda de la armonía entre energía y ambiente.
Se mantiene la demanda de combustibles fósiles convencionales o crece a las tasas bajas que se han manifestado recientemente. Las energías alternativas continúan el proceso expansionista que han manifestado. Se
suceden cambios tecnológicos que resultan en ahorros
energéticos y mayores eficiencias. Los estados deciden
imple- mentar políticas públicas destinadas a mitigar la
emisión de gases de efecto invernadero.
Escenario 2: Nuevas fuentes de combustibles fósiles
y nuevas regulaciones ambientales. La nueva revolución
de los hidrocarburos en concordancia con el ambiente.
Se disminuye la demanda de combustibles fósiles convencionales resultado de la sustitución por energías fósi-
104
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Figura 7. Reservas de gas lutitas a escala mundial. Fuente: US Energy Information Administration citada por González
Cruz, Diego. (2013). Shales. Caracas, IESA. (material docente,
sin publicar)
les no convencionales, a cuya explotación y uso se le
aplican nuevas regulaciones ambientales. Se reduce la
demanda de combustibles fósiles convencionales en los
países industrializados y economías emergentes poseedoras de recursos de hidrocarburos no convencionales. Se
mantiene el crecimiento constante de fuentes alternativas
en países sin recursos de hidrocarburos convencionales y
no convencionales. Continúan los cambios tecnológicos
destinados a una mayor eficiencia energética y la aplicación de mecanismos fiscales y culturales orientados al
ahorro energético.
Escenario 3: Ante la duda un cambio total. Priva el
principio de precaución ante la conciencia de un posible
colapso planetario.
Disminuye significativamente la demanda de combustibles fósiles, convencionales y no convencionales. Se
Energía
105
incrementan las inversiones y consecuentemente la provisión de energías alternativas. Se introducen cambios
tecnológicos y comerciales drásticos en los sistemas actuales de transporte particular y público y ocurre una
significativa sustitución del transporte público terrestre de
carga y pasajeros.
Escenario 4: Ante la creciente y exigente demandas
económicas y sociales de energía: Business as usual.
Priva el temor a convulsiones económicas y consecuentemente sociales por abandono del uso de las fuentes de energía tradicional. Se produce una caída de la
demanda de energía proveniente de fuentes alternativas
renovables. Se incrementa la participación de los hidrocarburos con base a fuentes no convencionales y se expande la demanda de carbón. No se avanza en los
cambios tecnológicos orientados a la sustitución de sistemas de transporte público y privado. Los estados se hacen más laxos en cuanto a las políticas públicas destinadas a remitir la emisión de gases de efecto invernadero. Los Estados modifican sus políticas de mitigación del
cambio climático a adaptación al cambio climático. Se
agudizan las tensiones político–científicas sobre el colapso de la humanidad.
Visión de centros de pensamiento energético
sobre escenarios similares.
Escenarios como éstos y otros más complejos, se los
han planteado calificados organismos gubernamentales,
agencias no gubernamentales, empresas de energía, centros de investigación académica y organismos multilaterales. A continuación se examinan las conclusiones de
algunas de ellas.
Organismos Internacionales de Energia:
La Agencia Internacional de la Energía considera numerosas materias vinculadas al tema energético, entre
ellas asuntos de política energética y análisis prospectivo.
Se consideró importante conocer la visión de la Agencia
106
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
sobre los recursos y reservas de hidrocarburos, pues tal
como se ha indicado ellas pueden constituir La Próxima
Revolución. Al respecto IEA, 2013 considera que los recursos existen y que para constituirse en reservas se requiere desarrollo y aplicación de tecnologías para la
explotación, precios atractivos y políticas públicas que
determinen el marco jurídico y regulatorio necesario. La
Agencia está convencida que los combustibles fósiles seguirán siendo los grandes proveedores de energía a nivel
mundial (75 % para el año 2035), incluso en un escenario de cumplimiento de compromisos y esfuerzos de los
países en el control del cambio climático. Incluso estima
que los combustibles de bajo carbono no representarán la
mayor proporción en el periodo considerado, con horizonte en 2035. Los siguientes indicadores serán claves
en el manejo asertivo de los combustibles fósiles:
o Intensidad de Carbono: cantidad de CO2 emitida por
unidad de energía producida;
o Costo por unidad de energía producida;
o Huella de carbono: totalidad de gases de efecto invernadero (GEI) emitidos por efecto directo o indirecto de un individuo, organización, evento o producto (Wikipedia, 2013)
o Intensidad energética: relación entre energía y ri
queza producida.
La selección del combustible a desarrollar incorporará
a los criterios tradicionales de disponibilidad y costo, los
factores ambientales. Éstos se evaluaran bajos las ópticas
complementarias de impactos locales e impactos globales.
La captura y almacenamiento de carbono será incorporada como un procedimiento rutinario de la ingeniería
de proyectos energéticos.
Las políticas complementarias incluirán mejoras en la
eficiencia energética de los vehículos; la escogencia de
combustible para plantas generadoras estará basada en
Energía
107
criterios de economía de carbono; se ejecutarán cambios
en los procesos industriales para hacerlos menos carbono
intensivos; se desarrollaran mecanismos y estímulos económicos a la captura y almacenamiento de carbono.
Empresas de energía:
Como se indicó las empresas petroleras realizan prospecciones de la evolución del mercado energético. Para
considerar este tipo de visión se consideró el trabajo analítico realizado por British Petroleum (BP). Ésta organización publicó recientemente, su visión hasta el 2030
(British Petroleum, 2013) en la misma se indica que el
crecimiento energético se deberá, fundamentalmente, a
la industrialización y a la generación de potencia en China y la India. BP estima que la producción de energía
primaria se estancará en los actuales países OECD, pero
crecerá aceleradamente en países No-OECD en proceso
de adhesión. El destino de la producción petrolera será el
transporte y la industria, mientras que a la generación
de potencia concurrirán el carbón, el gas, las renovables
y la nuclear. Durante el periodo 2010-2025 se piensa que
solo crecerá la participación en la matriz energética
mundial, de la producción de gas y las renovables; la
hidroeléctrica y la nuclear permanecerán estables y el
petróleo y el carbón disminuirán.
Un hecho positivo es que BP vislumbra que la intensidad energética disminuirá en todo el mundo producto de
la menor intensidad que evidenciará la Unión Europea, a
la vez que China y EE.UU. prácticamente alcanzaran el
promedio mundial. En cuanto al desarrollo de shale gas,
Centro y Suramérica a pesar de sus elevados recursos en
este tipo de combustible participarán marginalmente en
su producción, la cual ocurrirá fundamentalmente en
Canadá y EE.UU.
Respecto a los modos no fósiles de producción de
energía, los países de la OECD se centrarán en las renovables, mientras los países No–OECD se basarán en hidroeléctrica y nuclear. El carbón tendrá la mayor
108
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
proporción en los combustibles usados para producción
de electricidad. Las emisiones de GEI en China serán
crecientes, aunque la tasa de crecimiento disminuirá en
la década 2020–2030. La humanidad continuará sometida al desafío de conciliar la seguridad energética y el
cambio climático. Se confirma el paradigma de que el crecimiento económico necesita energía. Los mayores esfuerzos para conciliar este dilema se realizarán en incrementar
la eficiencia energética y en desarrollar nuevas fuentes.
Organismos Internacionales No-Energéticos.
La FAO se ha preocupado por la situación energética
mundial. Una de las alternativas de oferta son los biocombustibles y la leña como fuente energética en países
pobres representa una importante fuente de suministro,
incluso cuando se considera comparativamente con otras
fuentes renovables a nivel mundial. En 2008 la FAO
publicó un informe sobre Bosques y Energía, el cual en
su Capítulo 2 trata sobre la oferta y demanda de energía
(FAO, 2008). El análisis en el orden general, está basado
en el informe de la Agencia Internacional de Energía
(2008). Su aporte fundamental es en el campo de las
energías renovables particularmente la biomasa y los
biocombustibles. Al respecto, destaca la diversificación de
la matriz energética de Brasil y que los mayores consumidores de biocombustibles son Estados Unidos, China y
la India. Considera que los criterios claves para establecer la matriz energética futura son las emisiones de gases de efecto invernadero, la localización de los suministros, los precios de los combustibles fósiles; las políticas públicas para estimular la inversión en nuevas fuentes; la disposición privada a invertir en nuevas fuentes y
los riesgos asumidos por los países en cuanto a dependencia energética.
Organismos internacionales de desarrollo.
La CEPAL consciente de la necesidad de impulsar el
desarrollo y la superación de la pobreza de las áreas ru-
Energía
109
rales en América Latina promovió un programa de análisis de posibilidades de los biocombustibles en varios países de la región: Chile, Colombia, Paraguay, Uruguay y
Bolivia en Suramérica y Costa Rica, Guatemala, Panamá, Honduras, El Salvador, Nicaragua y Republica Dominicana en el América Central (Schuschy, 2001); los
resultados aparentemente no fueron alentadores, puesto
que no se recoge un avance significativo en el citado
informe FAO publicado 7 años después.
Instituciones responsables de análisis extremos.
No puede dejarse de lado una mención a escenarios
neomalthusianos donde se trata de examinar con base a
argumentos científicos la capacidad de carga del planeta.
El documento clásico es Los Limites del Crecimiento
(Meadows et al, 1972), actualizado por los mismos autores en 1992 (Meadows et al, 1992). Se suman el seguimiento a las predicciones de los autores citados,
efectuado por Turner (2008) y su más reciente advertencia: On the Cusp of Global Collapse (Turner, 2012). En
la misma línea se inscriben los trabajos de Duncan
(Wikipedia, 2013) y su propuesta: teoría de Olduvai.
Turner sostiene que las predicciones de Los Limites del
Crecimiento se están cumpliendo. La preocupación central de Turner es el agotamiento de los recursos, especialmente el petróleo e incluso ha destacado que la
atención pública y científica que se le ha dado al cambio
climático, aunque importante, está fuera de proporción y
ha distraído el cuidado debido al problema central que es
la disminución de los recursos.
Escenarios energéticos en Venezuela
En Venezuela también se han planteado visiones sobre
el país en el contexto mundial del futuro energético, la
mayoría de ellas se refieren a fuentes específicas:
Petróleo: Peñaloza, (2008); Energías Renovables:
Posso, (2011) y Suzin, (2011); Eólica: Faroh y Pérez,
(2010), González–Longartt (2010); Solar (fotovol-
110
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
taica): Moreno (2009); Hidroelectricidad: Gómez,
Pérez-Godoy y Buroz, (2010).
El enfoque global ha sido abordado fundamental por
Hernández (2008), Melean (2011), Hernández y Martínez (2013) y Szabo (2013). A los efectos de este trabajo
se consideran los enfoques globales. Hernández (2008)
desarrolla su perspectiva considerando que el camino del
éxito está en aprender las claves de superación de los
que lo han logrado, pero esto implica el riesgo de la
imposición del modelo exitoso; a esta reflexión la denomina: la paradoja actual de la planificación energética.
Con el propósito de formular las bases de un plan energético con visión amplia considera índices, como: crecimiento poblacional; disponibilidad espacial (hab./ Km2);
consumo de energía per cápita; consumo de agua per
cápita; tasa de crecimiento económico; emisión de CO2
per cápita; ingreso (PIB) per cápita; energía disponible e
índice de desarrollo humano (IDH). Establece premisas
sobre energía e impacto ambiental; uso de energías ambientalmente amigables; aumento en la utilización de la
electricidad; riqueza nacional en energía fósil. Proyecta
tendencias al 2025 basadas en el periodo 1990–2006.
Afirma que los hidrocarburos deberán soportar el crecimiento de la nación, pero admite que la matriz energética debe cambiar incorporando otras fuentes energéticas:
carbón, solar y eólica, incluso duda frente a nuclear,
pero descarta la hidroelectricidad. Ratifica el gas como la
fuente para generación termoeléctrica.
El trabajo de Melean (2011) aporta las consideraciones
desde el lado de la demanda, revisando las condiciones
necesarias para lograr un consumo eficiente. Repasa los
consumidores por sector y detecta las posibles causas de
ineficiencias. Manifiesta las barreras a una estrategia nacional de eficiencia energética y destaca las criticas.
Hernández y Martínez (2013) toman en consideración
los elementos del esquema energético mundial propuesto
por el G8 + 5. Reconocen que como consecuencia de ese
Energía
111
esquema, el petróleo perderá la supremacía, que la tomará el gas. En ese contexto y de acuerdo a sus consideraciones, a Venezuela le resultará difícil competir. El
cliente tradicional de Venezuela (EE.UU.) afianzará su
consumo en gas producido por sí mismo. La producción
prevista de petróleo en la Faja Petrolífera de Orinoco
compensará en buena parte la declinación de los campos
maduros, lo que de acuerdo a su análisis resultara en un
exiguo crecimiento. La estructura del mercado cambiará,
pues pasará de ser un mercado controlado por los
oferentes a uno dominado por los compradores. Como
consecuencia de los aspectos considerados proponen un
conjunto de acciones.
Szabo (2013) manifestó recientemente consideraciones
sobre la estrategia energética con una óptica global, se
refirió a la revolución energética estadounidense, basada
en el gas de lutitas, del cual este país posee abundantes
recursos y cada vez más reservas, pero destaca que esa
revolución es, fundamentalmente, impulsada por la innovación tecnológica, la competencia y una carga fiscal
adecuada. Las condiciones bajo las cuales se desarrolla
esta nueva actividad petrolera son diferentes en cuanto a
desarrollo social y participación de nuevas empresas.
Además de los esfuerzos en producción, los países industrializados también avanzan en cuanto a eficiencia energética, particularmente en transporte y generación de
electricidad. Asimismo, se estudian mejoras en las técnicas de explotación de yacimientos, lo que influye en el
incremento de los factores de recobro. A los precios actuales del petróleo no ve posibilidades comerciales a las
energías alternativas.
Consecuencias y estrategias que podría desarrollar Venezuela ante los posibles escenarios internacionales y la visión de los centros de pensamiento energético.
Con respecto a Venezuela, el análisis de consecuencias
se realiza desde dos consideraciones bien diferenciadas.
112
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
La de país exportador de hidrocarburos, actividad insustituible para apalancar el desarrollo sostenible y la del suministro de la demanda nacional en procura de estándares superiores de desarrollo.
Consecuencias y estrategias posibles derivadas
del Escenario 1: En procura del desarrollo sustentable.
La búsqueda de la armonía entre energía y ambiente
1. Se mantiene el mercado global, pero posiblemente
ocurre una redistribución de la demanda hacia algunos
países emergentes, a países de baja seguridad energética
y posiblemente a países de ingresos intermedios. Una situación de este tipo requiere un permanente estudio del
mercado, redefinición de esquemas de negocio, implementación de técnicas gerenciales novedosas.
2. El escenario supone que los países con recursos tecnológicos y de capital continuarán el desarrollo de energías alternativas con el concurso de sus universidades y
centros de investigación y la intermediación para la
puesta en uso, ejecutada por sus empresas y la propia
acción del Estado. A Venezuela un escenario de esta naturaleza le demanda realizar la transición de un país petrolero a uno energético, para lo cual debe efectuar
sistemáticamente el inventario de sus recursos energéticos de toda índole, incluyendo el potencial de desarrollo
agrícola orientado a los biocombustibles, y estudiar con
creatividad y exhaustividad las posibilidades de desarrollo
de los recursos energéticos ya identificados e inventariados.
3. A manera de ejemplo, en el caso del Inventario
Nacional del Potencial Hidroeléctrico se debería acometer: la evaluación de la generación integrada y secuencial en diversas cuencas; verificar la potencia instalable
en caso de disminuirse el factor de planta de las unidades de generación, que según los criterios empleados
para el inventario respondía a la premisa de generar
energía firme; considerar la integración de la energía hidráulica excedentaria (la generable con los alivios) al sistema energético nacional; estimar el potencial de los ríos
Energía
113
al norte del Orinoco que no fueron incluidos en el inventario del potencial hidroeléctrico; evaluar el potencial
en mini y micro centrales, considerar los casos particulares del Lago de Valencia y del río Guaire (Buroz, 2010).
4. Siendo muchos de los recursos energéticos alternativos no exportables directamente, la evaluación de su valorización e incorporación a la economía nacional pasa
por el examen de las posibilidades de desarrollo de industrias que demanden energía y cuyos productos sean exportables. Venezuela cuenta con experiencias históricas
en este tipo de desarrollo, como es el caso de las industrias del hierro, acero y aluminio. Adicionalmente, se
pueden desarrollar esquemas que permitan la diversificación energética nacional haciendo uso de las energías alternativas, creando un mercado para las excedencias
energéticas y estimulando el desarrollo de sistemas tarifarios que permitan la justa recuperación de inversiones
en el desarrollo de estas nuevas fuentes.
5. La visión endógena descrita en el párrafo precedente debe ser complementada con la identificación, evaluación y adaptación, si fuere el caso, de innovaciones
tecnológicas en el campo de energías alternativas desarrolladas en otras latitudes.
6. Las actuaciones de Venezuela ante el escenario
considerado deben mantener la complementariedad de
las visiones de producción energética para exportación y
de producción energética para consumo interno, sin dejar
de entender que la seguridad energética de Venezuela incluye la conservación y desarrollo de sus mercados de
exportación directos e indirectos.
7. A los efectos de la satisfacción interna de la demanda hay que agregar a los ahorros y eficiencias energéticas, la necesidad de cambios en los patrones de
urbanismo, vivienda y transporte con fin de hacerlos
menos consumidores de energía y más capaces de proveer confort climático y garantía de movilidad.
114
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
8. Para valorar sus productos de exportación de combustibles fósiles Venezuela debería considerar un plan de
desarrollo de sumidero de carbono mediante agroforestería. Eso podría permitir ventajas económicas en
aquellos países que pechan la emisión de gases de efecto
invernadero, porque Venezuela podría incluir en su oferta que sus combustibles fósiles, son un producto libre de
emisiones de carbono en la proporción que los sumideros
así lo logren.
Consecuencias y estrategias posibles derivadas
del Escenario 2: Nuevas fuentes de combustibles fósiles
y nuevas regulaciones ambientales. La nueva revolución
de los hidrocarburos en concordancia con el ambiente.
1. Venezuela puede sufrir una severa disminución de
la demanda en los mercados tradicionales de combustibles fósiles, lo que le obliga a ser previsiva en el desarrollo de nuevos mercados o adaptarse a las condiciones de
su mercado tradicional.
2. Podría dificultarse el desarrollo de mercados en los
países emergentes al seguir éstos una política de explotación de sus reservas no convencionales.
3. Un escenario como éste podría determinar la necesidad de concurrir a competir como operador en la explotación de hidrocarburos no convencionales fuera del
territorio nacional.
4. La reducción de mercado para la colocación de
materia prima plantearía la posibilidad de valorizar la
energía producida mediante esquemas industriales endógenos que utilicen las fuentes energéticas fósiles y alternativas que posee el país.
5. Otra posibilidad sería el desarrollo de la industria
petroquímica y química que utilice las reservas de hidrocarburos del país.
6. La función objetivo es la producción de las divisas
necesarias para los intercambios comerciales requeridos
para el desarrollo y bienestar del país.
Energía
115
7. Propiciar el establecimiento de sistemas de transporte y de urbanismo y vivienda más costo-efectivo desde el punto de vista energético, sujetos a las exigencias
de mitigación del cambio climático y la garantía de movilidad.
Consecuencias y estrategias posibles derivadas
del Escenario 3: Ante la duda un cambio total. Priva
el principio de precaución ante la conciencia de un posible colapso planetario.
1. Este es un escenario de cambio profundo en la matriz energética ya que, según él, no habría mercado para
ninguno de los combustibles fósiles convencionales y no
convencionales, si esto fuese cierto ya no habría posibilidad para hacer una transformación operativa que llevase
incluso a explotar campos fuera del territorio nacional.
2. El escenario prácticamente impone una adaptación
a un cambio tecnológico y del estilo de vida. Si la adaptación no se realiza con suficiente tiempo para la transición pueden producirse afectaciones sociales y económicas muy serias.
3. Ante la posibilidad de un escenario de esta naturaleza la prevención es una estrategia adecuada, ello, se
puede traducir, por ejemplo, en la revisión del potencial
hidroenergético y su consideración en el marco de instrumentos como evaluación ambiental estratégica, evaluación ambiental integral, determinación del potencial
de energías alternativas y de definición de un régimen
regulatorio que estimule su utilización.
4. Un escenario de esta naturaleza requiere una amplia consideración en todos los órdenes académicos, pues
implica nuevos conocimientos para satisfacer necesidades
alimentarias, de vivienda, de transporte, de industrialización, etc. todas ellas destinadas a reducir las erogaciones
en divisas a la vez que crear nuevas formas de adquisición de aquellas.
116
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Consecuencias y estrategias posibles derivadas
del Escenario 4: Ante la creciente y exigente demandas económicas y sociales de energía: Business as usual.
El escenario 4 puede resultar de las presiones en la
aceleración de la transición al desarrollo y de las exigencias sociales por utilizar combustibles baratos dados los
elevados costos de energías renovables o alternativas en
los países industrializados y países emergentes. Las consecuencias de un escenario de este tipo son:
1. Afectaciones derivadas del cambio climático planetario: sequías, inundaciones, aumentos de temperatura,
elevación del nivel medio del mar, pérdida de biodiversidad, alteraciones de la hidrogeneración, etc.
2. Perdida de movilidad y deterioro de la integración
territorial. Aislamiento de algunas áreas y comunidades.
3. Mayor dependencia nacional de la renta petrolera,
4. Reducción de las posibilidades de desarrollo nacional tendente a reducir la renta petrolera.
5. Presión por la explotación de zonas de escaso desarrollo actual, pero con abundancia de recursos fósiles, lo
cual puede ocasionar ritmos de inversión y desarrollo tan
desfasados que se produzcan regresiones en el desarrollo
local.
6. Estimulo a las economías de aglomeración con alta
tasa de empleos de baja productividad.
7. Incapacidad social de reaccionar frente al consumismo y la propensión al ahorro, lo cual puede traducirse en incrementos temporales del índice de desarrollo humana inducido por aumento el de ingreso, pero,
insostenible en términos de desarrollo intergeneracional.
8. Para hacerle frente hay que implementar estrategias de adaptación al cambio climático.
9. Redefinir los esquemas de ordenamiento territorial
del país.
Energía
117
10. Reestructurar los proyectos petroleros e integrarles
los proyectos de desarrollo socio-económico en las áreas
actualmente deprimidas, pero con importantes reservas
petroleras.
11. Dinamizar las actividades de explotación
12. Reestructurar las normas ambientales de control
previo y posterior para obtener la predicción mas asertiva posible y el monitoreo, seguimiento y control de las
afectaciones ambientales y sus medidas de corrección o
reducción.
Líneas de investigación requeridas
Los escenarios considerados y la revisión de literatura
efectuada sugieren diversas líneas de investigación. Se
han estructurado en atención a las áreas de conocimiento representadas en las academias nacionales, mayormente vinculadas al examen realizado.
Ciencias físicas, matemáticas y naturales:
o
o
o
o
o
o
o
o
o
Inventario de recursos
Modelos matemáticos
Interpretaciones geofísicas
Modelos de predicción de cambio climático
Mejoramiento de diseño de equipamientos foto
voltaicos
Determinación de captación de CO2
Determinación del estado del ambiente en la Faja
Petrolera del Orinoco (FPO)
Utilización de subproductos: coque y azufre
Evaluación de posibilidad de subsidencia y su relación con las áreas inundables de la Faja.
Ciencias políticas, jurídicas y sociales:
o Desarrollo de mercados
o Sistemas regulación y contrataciones de los servi
cios de explotación de nuevas fuentes energéticas.
118
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
0 Esquemas financieros y fiscales.
0 Determinación de las consecuencias de las decisiones mundiales en materia de producción energética.
Ciencias económicas:
o Desarrollo de mercados
o Sistemas de regulación y contrataciones.
o Esquemas financieros y fiscales.
o Evolución histórica del desarrollo en la FPO
o Determinación de los índices e indicadores de esta
do de desarrollo en la FPO.
o Determinación del potencial de adaptación social de
los pobladores de la Faja a los cambios que implica
su desarrollo.
o Determinación de las consecuencias de las decisio
nes mundiales en materia de producción energética.
Ciencias de la ingeniería y el hábitat:
o Inventario de recursos.
o Sistemas de transporte
o Nuevos modelos de urbanismo
o Nuevos modelos de vivienda, incluida la climatización pasiva.
o Nuevas normas de construcción de viviendas
o Desarrollos agroforestales
o Aplicaciones de auto-generación
o Aplicaciones municipales de generación
o Determinación de las lecciones aprendidas de los es
tudios de evaluación de impacto ambiental en FPO
o Prácticas de control del agua de formación con alto
contenido de sales.
Energía
119
CONCLUSIONES
En un país como Venezuela, su estrategia de desarrollo energético pasa por establecer un balance adecuado
de su matriz energética, que a la vez que satisfaga las
necesidades de exportación para obtener las divisas necesarias para el desenvolvimiento económico de la nación,
utilice combustibles fósiles de menor producción de gases
de efecto invernadero, desarrolle sumideros de carbono
para atenuar el efecto planetario de la venta de sus productos, expanda la contribución de las energías no renovables y no convencionales, evalúe la pertinencia de
utilizar las reservas hidroeléctricas al sur del río Orinoco
en concordancia con los valores ambientales de los
ecosistemas y comunidades indígenas que pudieran ser
afectados; cuantifique y prospecte las demandas nacionales requeridas para la producción e industrialización de
hidrocarburos, para el desarrollo y expansión de la industria de acero y aluminio, para la climatización de las
viviendas y el transporte público urbano, suburbano y
regional tanto basado en motores de combustión interna
como en sistemas movilizados mediante electricidad.
Venezuela estará sometida a las consecuencias de las
decisiones mundiales en materia de producción energética. Con excepción del Escenario No 3, todo apunta a
considerar que Venezuela se abocará al desarrollo de la
FPO, como ya se viene ejecutando. Una posibilidad insuficientemente considerada en la literatura disponible es la
estimulación y extracción de petróleo en gran escala de
campos considerados maduros y actualmente en abandono. En ausencia de esa posibilidad Venezuela debe atender el desarrollo de la FPO de manera integral y debe
estudiar la factibilidad de su explotación desde esa óptica.
Bajo el enfoque integral resulta urgente y prioritario acometer una evaluación de la capacidad de soporte social y
económico que poseen las comunidades asentadas en la
FPO para sobrellevar la dinámica de su explotación.
120
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Venezuela no debería abandonar el uso de sus recursos energéticos renovables, como los hidroeléctricos sin
realizar un escrutinio exhaustivo de sus posibilidades,
muchas de ellas aún no estudiadas.
Las circunstancias mundiales imponen un dialogo permanente del conocimiento energético y ambiental, tanto
en el ámbito académico como en el institucional y en el
empresarial del país.
La estrategia energética de Venezuela es compleja,
pues debe asumir la responsabilidad de suministro seguro, confiable y ambientalmente satisfactorio a todos sus
ciudadanos, pero, también tiene que producir hidrocarburos para colocarlos en el mercado internacional a fin de
obtener los recursos económicos que exige su desarrollo.
Por ello debe estudiar atentamente la estrategia que hayan desarrollados países en condiciones similares, tal vez
hasta el momento hay que poner atención a las actuaciones de México al respecto. Si los escenarios planteados
se confirman, Argentina, Brasil y Colombia serian otros
países que deben objeto de atención similar.
La mayor lección obtenida de estas consideraciones es
que Venezuela antes que un país petrolero es un país
energético. Una estrategia de desarrollo energético es integral y comprende múltiples materias, porque a fin de
cuentas, las decisiones que se tomen afectan a todos los
ciudadanos del país. En la actualidad los elementos esenciales para iniciar la estructuración de una estrategia
energética son: disponibilidad del recurso y reservas, costo y ambiente.
Energía
121
(NOTAS)
1
El autor desea dejar constancia de su agradecimiento a la
Académica Mireya Rincón de Goldwasser Coordinadora de la
Comisión Interacadémica de Energía, al Académico Cesar
Quintini Rosales, miembro de la Comisión Interacadémica de
Energía, al Académico Arnoldo Jose Gabaldón Berti, al Ingeniero Jesús Gómez Medina y al Geógrafo Rafael Lairet Centeno, miembros de la Comisión de Energía y de la Comisión
de Ambiente de Academia Nacional de la Ingeniería y el
Habitat, respectivamente, quienes tuvieron la gentiliza de revisar los manuscritos originales del trabajo, aportando valiosas
ideas, que esperamos haber reflejado en la versión definitiva.
Inicialmente el marco metodológico de la planificación
energética se refirió al holismo, pero una acertada observación del Profesor Rafael Lairet, nos hizo reflexionar sobre la
realidad contextual del término, sobre el sentido de la captación del todo y sobre la importancia de la consideración
de las partes. Lo que posteriormente fue complementado
con la lectura del articulo de Martínez Minguelez (2000)
como recensión de la obra de Hurtado de Becerra, J. Metodología de la Investigación Holística. 3ra edición, SYPAL,
Caracas, 2000. Martínez Minguelez, Miguel. (2000). Análisis
crítico de una metodología holística utópica. Acción Pedagógica. 9 (1 y 2): 34-41.
2
Caso del petróleo o gas de lutitas o de esquistos (US oil or
gas shale); gas de arenisca de baja permeabilidad (US tight
oil); arenas bituminosas (Canadian tar sands); petróleo extra-pesado (Venezuela’s extra-heavy oils) y petróleo subyacente bajo manto de sal (Brazil’s pre-salts oils). Para una
comprensión de estos términos puede consultarse Organización Latino Americana de Energía (OLADE) (2012). Panorama General de los Hidrocarburos No Convencionales. Quito,
autor.
3
Se aducen experiencias históricas sobre la escasa probabilidad de ocurrencia de los daños que se le atribuyen a la técnica. Los datos pueden remontarse a 1947 cuando se
comenzó a usar un procedimiento similar. (Maugeri, 2011).
4
Información tomada del documento “Impacto Ambiental
del Sistema de Fracturación Hidraúlica” de la Confederación
Sindical de Comisiones Obreras y la Secretaría del Medio
5
122
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Ambiente, España (2012) y Tyndall
Center for Climate
Change Research, University of Manchester (2011). Shale
Gas provisional Assessment of climate change and
environmental impacts, verificada con las hojas de Información de Seguridad, preparadas por el IPCS (Programa Internacional de Seguridad Química) de las WHO, UNEP, UE y
Ministerio del Trabajo, España y de CORQUIVEN (Corporación Química Venezolana, C.A).
A pesar del juicio generalizado de OLADE hay excepciones
como los países de la región abastecidos energéticamente
de fuentes hidroeléctricas y de biocombustibles como Venezuela, Colombia y Brasil. Recientemente se publicado un trabajo en Cuba donde se evalúa la posibilidad de satisfacción
de la demanda energética con base a fuentes alternativas renovables. Moreno Figueredo, Conrado (2013). Cuba hacia
100% con energías renovables. La Habana, Centro de Estudio de Tecnologías Energéticas Renovables (CETER), [Documento en línea] Disponible en: http://www.cubasolar.cu/
Biblioteca/Energia/Energia62/HTML/articulo02.htm [Consulta 31 de agosto de 2013].
6
Pablo del Río González es un Científico Titular del Instituto
de Políticas y Bienes Públicos del Consejo Superior de Investigaciones Científicas de España
7
Traducción libre del autor del siguiente texto: This year’s
World Oil Outlook (WOO) demonstrates that oil will continue
to play a major role in satisfying world energy needs. It also
stresses the demand uncertainties that blur the future of oil
in the medium- to long-term.
8
La Comunidad Económica Eurasiática se puso en marcha el
10 de octubre del año 2000 cuando Bielorrusia, Kazajistán,
Kirguistán, Rusia y Tayikistán firmaron el tratado.
9
Energía
123
III. EN PROCURA DEL MÁXIMO
APROVECHAMIENTO DE NUESTROS
HIDROCARBUROS EXTRAPESADOS
César Quintini Rosales
Breve reseña histórica
A mediados de la década de 1950, la Creole Petroleum
Corporation tenía serios problemas para movilizar hasta
su embarcadero de Caripito, los crudos extraídos en sus
yacimientos de Temblador, Pilón y Jobo, en el Sur de
Monagas, ya que debido a su alta viscosidad, resultaba
extremadamente exigente su bombeo. La única solución
entonces aplicable era la de elevar la temperatura, operación que resultaba costosa, tanto por la inversión requerida en los calentadores, como por el costo del combustible utilizado. Se pensó entonces y se consultó al
mundo universitario, sobre la posibilidad de utilizar la
energía solar para calentar el crudo y al no encontrarse
una solución adecuada, se optó por reducir al mínimo la
producción en los citados campos y además, como los
yacimientos del Norte: Jusepín y Quiriquire, estaban en
temprana decadencia, la empresa decidió concentrar sus
esfuerzos en lo que entonces se conocía como el BCF,
iniciales del inglés Bolívar Coastal Fields, mejor conocidos como la Costa Oriental del Lago.
En 1956, cuando los compromisos gubernamentales
excedieron sus ingresos regulares, se optó por otorgar
nuevas concesiones a empresas distintas a las que tradicionalmente habían operado en Venezuela. Tocó a la
empresa Phillips desarrollar el campo de Morichal, situado unos sesenta kilómetros al suroeste del que fuera el
124
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
campamento del ya citado de Temblador. Para aquella
época aún no se conocía que todos aquellos campos del
Sur de Monagas, eran parte de la hoy llamada Faja Petrolífera del Orinoco (FAPO), a la que ocasionalmente
también se ha llamado Faja Bituminosa del Orinoco.
Lo cierto del caso es que se trata de hidrocarburos de
alta viscosidad que en la década de 1950 requerían ser
calentados para poder ser transportados, razón por la
cual la Phillips debió instalar varias estaciones de calentadores a lo largo de un oleoducto de unos 75 km que
conducía el crudo desde el campo de Morichal hasta el
embarcadero de Punta Cuchillo, en la margen derecha
del Orinoco, en Puerto Ordaz.
Aunque ya un grupo selecto de geólogos estaba consciente de que al sur de la Cuenca de Maturín se encontraba un campo de gran extensión de “petróleo no
convencional”, el nombre y extensión de la FAPO, se
hizo conocido a partir del IV Congreso de Geología Venezolano, cuando en sus memorias se publicó el trabajo
de J. A. Galavís y H. Velarde Estudio Geológico y de
evaluación preliminar de reservas potenciales de petróleo
pesado en la faja bituminosa del Orinoco–Cuenca Oriental de Venezuela. Pocos tiempo después, en su libro Una
Política Energética, publicado en 1974 Aníbal Martínez
aseveraba que:
“sin embargo, la seguridad de la presencia de los petróleos no convencionales en el sur de la Cuenca de
Maturín no es definitiva posibilidad de explotación
abundante ni debe ser usada como ejemplo de nueva
facilidad providencial, para la rapiña del agotamiento
pronto en programas que sólo se alienten en la triste
simpleza de la comercialización en los mercados internacionales de las sustancias ganadas.”
Esto fue escrito en momentos de transcendencia histórica, cuando como consecuencia del “embargo petrolero”,
producto de la Guerra del Yon Kipur, los precios del
crudo experimentaron lo que entonces lucía como un
Energía
125
salto cuántico, que hicieron rentables a yacimientos que
antes no eran competitivos e hicieron posible una serie de
acciones que hasta entonces no habían sido contempladas.
Dos años después, el primero de enero de 1976, tuvo
lugar la nacionalización de las empresas petroleras que
operaban en Venezuela, pasando al control de la recién
creada PDVSA, tanto las acciones de todas las concesionarias transnacionales, como también de la Corporación Venezolana del Petróleo, hasta ese momento la
única empresa del Estado y la Mito Juan, empresa privada venezolana, creada e impulsada por emprendedores
venezolanos liderizados por Humberto Peñaloza.
Como consecuencia de los cambios ocurridos, las
concesionarias cambiaron de nombre y fueron posteriormente reagrupadas, a consecuencia de lo cual las operaciones que fueran de la Phillips en el Campo Morichal,
pasaron al control de la recién creada LAGOVEN, la
cual se convirtió en la primera filial de PDVSA con instalaciones operativas en la FAPO, las que con los nuevos
precios del crudo, recuperaron su condición de operaciones rentables que ameritaban expansión. El conjunto de
yacimientos antes identificados como Temblador, Pilón,
Jobo y Morichal, conformaron entonces el campo mayor denominado Cerro Negro y el centro de operaciones
inicial, se concentró entonces en el Campamento de
Morichal situado a orillas del Morichal Largo.
Ya se contaba con tecnologías capaces de modificar la
estructura molecular de los hidrocarburos muy pesados,
mediante un proceso de “mejoramiento”, del cual resultaba un crudo de mayor valor comercial y también un
alto volumen de coque de petróleo, conformado principalmente de carbón, azufre y componentes metálicos.
Para llevar a cabo tan exigente empresa se constituyo
el proyecto DSMA (Desarrollo del Sur de Monagas y
Anzoátegui). El cual contemplaba inicialmente la cons-
126
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
trucción de una Planta de Mejoramiento, la fundación de
una nueva ciudad para cien mil habitantes y la instalación de una planta eléctrica que utilizaría el coque de
petróleo como combustible.
La fase de ingeniería del proyecto y las primeras actividades de campo marcharon aceleradamente hasta
1982, cuando el tremendo desplome de los precios del
petróleo eliminó la rentabilidad del proyecto. Sin la planta de mejoramiento, aún era posible la producción de los
hidrocarburos extrapesados, pero sus condiciones físicas
encarecían su transporte, razón por la cual LAGOVEN
liderizó la búsqueda de soluciones para hacer rentable su
movilización. De esa búsqueda surgió la Orimulsión®.
Sobre la cual abunda el material escrito y publicado, por
lo que ahora solamente se hará referencia a una síntesis
que sobre el tema puede encontrarse fácilmente en
Internet.
En una muy diligente actividad comercia-lizadora,
una vez que se determinó que el hidrocarburo
emulsificado podía sustituir al carbón, se logró que un
conjunto de plantas en tres continentes lo comenzaran a
utilizar en sus plantas eléctricas de vapor mediante conversiones relativamente simples en sus calderas. Posteriormente se realizaron una serie de ensayos para mejorar los procesos de emulsificación y también se comprobó el buen funcionamiento en plantas de gasificación
integrada con ciclo combinado (IGCC). Hay abundante
y extensa literatura al respecto.
La empresa finlandesa Wärtsilä, reconocida mundialmente por sus motores para la propulsión de grandes
navíos y la generación de electricidad, realizó una serie
de exitosos ensayos operando varios de sus motores con
Orimulsión® y construyó en Guatemala para Duke
Energy, una planta de 168 MW que puede operar con
Orimulsión® o con Fuel Oil. También realizó ensayos
exitosos con una planta de ciclo combinado usando dos
de sus motores y aplicando luego los gases de escape
Energía
127
para producir vapor e impulsar un tercer generador y así
obtener con el conjunto una eficiencia térmica de 55%.
El destino de los hidrocarburos extrapesados
Por su condición de ‘petróleos no convencionales’, los
hidrocarburos de la FAPO requieren un tratamiento especial para entrar en el mercado petrolero establecido
mundialmente, mediante varios posibles cursos de acción. Uno de ellos el conocido como el mejoramiento
(upgrading en inglés) que consiste en un proceso químico que modifica su estructura molecular y libera un crudo convencional que puede ser procesado en gran número de refinerías en todos los continentes, pero genera
como subproducto grandes volúmenes de coque con un
alto contenido de metales y también cantidades importantes de azufre. El coque puede ser desmetalizado mediante un proceso desarrollado y patentado por la Universidad Simón Bolívar y posteriormente puede emplearse
como combustible, generando electricidad también en
plantas de gasisificación integradas con ciclo combinado.
Los hidrocarburos extrapesados pueden también usarse
directamente como combustible, tanto en plantas de vapor, como en plantas con motores de explosión, pero
para facilitar su transporte y manejo deben ser sometidos a un proceso de emulsificación que los convierta en
Orimulsión®. Por tanto solamente cuando las aplicaciones para utilizar estos hidrocarburos se ubican cerca de
los yacimientos, se obvia la necesidad de su conversión a
Orimulsión®. Hay entonces dos opciones posibles para
generar electricidad con esta forma de energía primaria:
hacerlo en la cercanía de los yacimientos y establecer la
requerida capacidad de transmisión de energía eléctrica,
siendo la otra posibilidad la de emulsificar y transportar
la Orimulsión® hasta un sitio de generación cercano a
los centros de carga.
Existe además otra opción que en un momento fue la
más sencilla: mezclar el hidrocarburo extrapesado con
un crudo convencional liviano y obtener de la mezcla un
128
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
crudo mediano, cuyo valor resulte mayor que el de sus
componentes comercializados en forma separada.
De las varias opciones citadas, considérese ahora la
posible utilización en Venezuela de los hidrocarburos
extrapesados para la generación de electricidad.
Desde que se terminó de instalar la última unidad de
Caruachi, el 28 de febrero de 2006, no se ha agregado
generación hidráulica de significación al Sistema Interconectado, por el contrario, por razones diversas se han
sacado de servicio varias unidades, de manera que ha
recaído en la generación térmica la tarea de atender el
crecimiento de la demanda y compensar los retiros temporales o permanentes de generación existente. Hasta
donde se ha podido, se ha incrementado la disponibilidad
de gas, incluso importándolo desde Colombia, pero no ha
sido suficiente.
En consecuencia, el incremento en el consumo de
energía, ha debido fundamentarse en los hidrocarburos
líquidos. Usando los datos que antes publicaban OPSIS,
la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados y
cng, el Centro Nacional de Gestión del Sistema OPSIS/
cng se puede observar que entre 2006 y 2010 ocurrieron
los siguientes cambios en el consumo de combustible:
Gas Natural +14%, Gasoil +76% y Fueloil +30%. Debiéndose tomar en cuenta que durante ese período no se
incrementó la capacidad de generación de las plantas de
vapor. El consumo anual de combustibles líquidos para
2010 fue del orden de 3931 millones de litros de gasoil y
2872 mil toneladas de fueloil, volúmenes que convertidos
a su equivalente en barriles fueron de 24,7 millones de
barriles de gasoil y 18 millones de fueloil. De los años
posteriores a 2010 no hay estadísticas de libre acceso,
pero la tasa de crecimiento se redujo por las interrupciones del suministro.
Es evidente que si se reduce el consumo de combustibles líquidos, éstos se pueden exportar y los ingresos que
se perciban deben acreditarse a la fuente alterna que los
Energía
129
sustituya, lo cual puede lograrse incrementando la generación hidroeléctrica, aumentando el suministro de gas o
utilizando los hidrocarburos extrapesados de los que Venezuela posee abundantes reservas.
Venezuela, además de utilizar hidrocarburos negociables en el mercado mundial para generar electricidad
para su consumo interno, también suple estos combustibles en condiciones especiales de venta a los países de
Centro América y el Caribe, parte de los cuales se destina a la generación de electricidad. En consecuencia, allá
también se hace posible una sustitución de combustibles,
que permitiría igualmente llevarlos al mercado mundial
para venderlos a precios más atractivos.
Se requiere, indudablemente, un análisis comparativo,
donde paralelamente a los elementos de fácil cuantificación, habrá también otros que estarán sujetos al mejor criterio de los analistas. No es fácil la tarea.
Las múltiples opciones
Según los especialistas, Venezuela tiene suficientes recursos en la forma de gas natural y potencial hidráulico,
que no debiera ser necesario incurrir en el consumo de
hidrocarburos exportables para la generación de electricidad, no obstante se requiere tiempo para aplicar las correcciones necesarias. Por cuanto la disponibilidad energética en la forma de hidrocarburos no convencionales
es inmediata, en una etapa inicial es posible que esa
opción resulte atractiva, no solamente por los ahorros
potenciales que implica, sino por la oportunidad que se
tendría de llegar a desarrollar en el país tecnologías relacionadas con el uso de dicho combustible, tanto en los
aspectos conceptuales y de manufactura, como en el
mantenimiento y operación de los equipos, conocimiento
que complementaría la oferta de dichos combustible a
las regiones donde su aplicación resulte competitiva.
130
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
El territorio de la FAPO está cruzado en buena parte
de su extensión por las líneas que transportan la energía
Crudo
Liviano
HIDROCARBUROS EXTRAPESADOS
Mezcla
"Blend"
Mejorador
Crudo
Mediano
AL MERCADO
AL MERCADO
Crudo
Mejorado
Coque &
otros
AL MERCADO
Planta
Eléctrica
ELECTRICIDAD
AL MERCADO
Planta
Eléctrica
Módulo
Emulsificador
DESECHOS
ELECTRICIDAD
AL MERCADO
Planta
Eléctrica
lejana
ELECTRICIDAD
AL MERCADO
Figura 1. Plantas mejoradoras de crudo extrapesado. Los
flujos reales son mucho más complejos. El diagrama trata de
destacar los más significativos.
generada por las plantas de la cuenca del río Caroní:
Tres líneas de 765 kV, cinco de 400 kV y dos de 230 kV.
Por todas ellas fluye energía del sureste al noroeste. Esas
líneas entregan importantes bloques de energía en Oriente, tanto para las operaciones de extracción del crudo y
Energía
131
el gas, como para alimentar las estaciones de bombeo y
las plantas de tratamiento del gas natural, las refinerías
y plantas petroquímicas (Fig. 1).
También atienden el consumo eléctrico de todos los
estados orientales. Existe además una línea aislada para
230 kV y actualmente operada a 115 kV, que transporta
la energía del Caroní, desde el centro del Estado
Guárico, hasta Puerto Ayacucho, que alimenta también
los centros poblados venezolanos de Cabruta, Caicara del
Orinoco y Puerto Páez, así como también a Puerto
Carreño, en Colombia (Fig. 2).
La electricidad adicional que se llegara a producir en
la FAPO, complementaría el suministro regional de
Oriente y liberaría excedentes de electricidad para alimentar el consumo del Centro y Occidente del país.
De manera complementaria se podría instalar plantas
generadoras en Margarita, en la Costa Norte y en la
Cuenca del Lago de Maracaibo, plantas que por razones
de transporte se alimentarían con Orimulsión® entregada
por vía marítima.
Previendo la posibilidad ya mencionada, de que eventualmente se llegará a producir suficiente gas natural
para la generación termoeléctrica y se retomarán los desarrollos hidroeléctricos, la generación que se instale en
la Costa Norte y en la Cuenca del Lago de Maracaibo,
debiera ser del tipo de plantas flotantes, quizás utilizando
motores de explosión conformados en ciclo combinado
para mejorar su eficiencia térmica.
Cuando estos equipos llegaran a ser desplazados por
hidroelectricidad por generación térmica a gas, u otros
tipos de energías renovables que sean más económicos,
las plantas flotantes podrán ser reubicadas en otros países que consuman combustibles venezolanos ahora vendidos en condiciones especiales y que al liberarlos,
pudieran ser vendidos en el mercado mundial en términos que generen mayores ingresos.
San Gerónimo 765 kV,
400 kV y 230 kV
Tr
es
ea
sd
e7
Cabruta 115 kV
y 230 kV
Río Orinoco
lín
kV
2 x 400 kV
Malena 765 kV
65
La Canoa
400 kV
Guri 765 kV
Guri 400 kV
Palital 400 kV
2 x 400 kV
El Furrial 400 kV
El Tigre
400 kV
Barbacoa 400 kV
2 x 400 kV
Jose 400 kV
Área de la
F.A.P.O
2 x 400 kV
Litoral Caribe
O.M.Z 765 kV
Caracas y Tuy
Figura 2. Principales líneas de trasmisión en la FAPO y red eléctrica nacional
CQR-2013
La Arenosa 765 kV
Valencia y Occidente
La Horqueta 765 kV
Maracay y Centro
Dos líneas de 230 kV
operando a 115 kV
132
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
133
Eventualmente Venezuela pudiera desarrollar un sistema de plantas térmicas alimentadas por Orimulsión® en
todo el arco de islas caribeñas que hoy son parte de
Petrocaribe, así como en los países centroamericanos que
también se benefician de las condiciones especiales de
venta de los hidrocarburos venezolanos. El surtir ese
mercado regularmente puede generar un patrón de tráfico que pudiera aplicarse al flujo de otros bienes negociables, siempre y cuando exista la creatividad necesaria
para concebir naves, capaces de cumplir con ese doble
propósito.
Áreas de investigación
Es un hecho irrevocable que los hidrocarburos extrapesados poseen una serie de impurezas, que al final de
su combustión constituyen un serio problema ambiental.
El reducir su efecto a niveles tolerables por las disposiciones de los países que los utilicen, es un requisito importante para lograr su efectiva comercialización.
Los elementos metálicos que se encuentran mezclados
con los hidrocarburos pueden resultar de un alto valor
comercial, circunstancia que debiera aprovecharse cuando los volúmenes que se manejen alcancen una escala
que haga rentable su recuperación. Ya se comentó que
en Venezuela se han logrado exitosos ensayos, que han
permitido la separación del vanadio del coque resultante
de los procesos de mejoramiento.
Además de los tópicos de investigación básica, se requiere realizar una serie de estudios comparativos para
identificar, entre las diferentes tecnologías para el uso de
los hidrocarburos extrapesados en la generación de electricidad, cual o cuales resultarían de mayor ventaja para
ser aplicadas en Venezuela y en los países con los que se
mantiene una relación energética de excepción. A los
precios actuales de los hidrocarburos líquidos en el mercado mundial, el consumo anual en Venezuela representa sumas del orden de los cuatro a cinco mil millones
de dólares (USD 4 a 5 x 109) lo que debiera constituir
134
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
un notable incentivo para patrocinar la investigación. El
diseño y construcción de embarcaciones que permitan
realizar de manera conjunta el transporte de carga general junto con el combustible de baja volatilidad es otro
reto a la creatividad.
CONCLUSIONES
1. Existe una variedad de tecnologías ya probadas
exitosamente que permiten el uso de la Orimulsión ®,
para sustituir otros combustibles en la generación de
electricidad.
2. Se pueden liberar volúmenes importantes de combustibles de alto valor comercial.
3. El transporte de combustibles permite el desarrollo
de otras exportaciones.
4. Debe reducirse el impacto
Orimulsión® a niveles tolerables.
ambiental
de
la
RECOMENDACIONES
1. Continuar y profundizar los esfuerzos para reducir
el impacto ambiental derivado de la combustión del la
Orimulsión®, centrándose en el tratamiento de los
efluentes. Iniciativa que debe ser liderada por Venezuela.
2. Es necesario desarrollar sistemas de transporte, que
permitan el manejo simultáneo de la Orimulsión® con
otros productos comerciales.
Rutas básicas para el transporte de combustibles y otros productos
Energía
135
Planta Flotante en Bangladesh – Fotografía de un folleto de Wärtsil
136
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
137
IV. FUENTES DE ENERGÍA NO
CONVENCIONALES: UN NUEVO RETO
TECNOLÓGICO, ECONÓMICO Y
AMBIENTAL
Rafael Lairet
INTRODUCCIÓN
La Red Global para el Cálculo de la Huella Ecológica,
informa desde Ginebra en correo electrónico enviado al
autor de este artículo, que el día 20/8/2013, los cálculos
de la demanda humana por recursos y servicios ambientales, que contempla lo necesario para la alimen- tación,
los recursos naturales explotados y la capacidad para secuestrar el carbón producido por el uso de los combustibles fósiles, ha superado solo en 7 meses y 20 días, la
capacidad de regeneración de la Tierra para el año 2013.
En otra nota el Diario El Sol de México de fecha 19/
08/2013 (García Heredia), se refiere la dura posición de
lucha de los ambientalistas mexicanos, como en otros
países del mundo, en contra la explotación del gas de
lutitas mediante la fractura hidráulica, por los efectos
que ésta técnica plantea desde el punto de vista ambiental, como la disminución de disponibilidad del agua para
los seres humanos y ecosistemas, toda vez que se requieren de 9 a 29 millones de litros de agua para la fractura
de un solo pozo. Así mismo se indican la contaminación
de las fuentes de agua, emisión de gases contaminantes,
y potencial contribución a la generación de gases efecto
invernadero.
138
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
La Agencia Norteamericana de Información en materia de Energía (EIA por sus siglas en inglés), en su último reporte señala que las “reservas técnicas” (no
necesariamente recuperables), en fuentes “no convencionales” de “shale gas”, son inmensas: 7.299 billones de
pies cúbicos, mientras que las de gas “convencional” se
ubican en 6.614 tcf, (González, 2013) convirtiendo a esta
fuente en una de las de mayor potencial para cubrir los
requerimientos de energía en las próximas décadas, a pesar de las dudas que existen sobre las técnicas de extracción y sus efectos ambientales.
Las ideas expuestas obligan a repensar la posición de
la humanidad y su dirigencia ante el uso y manejo que
está haciendo del nuestro planeta y sus recursos.
El aprovechamiento de yacimientos de hidrocarburos
no convencionales en el mundo: Antecedentes
El modelo de desarrollo seleccionado
dad la hace cada día más dependiente
fósiles. La fuente más importante hasta
se espera que sea así para los próximos
son los combustibles fósiles.
por la humanide las energías
la fecha y que
cincuenta años,
Los países productores de hidrocarburos renuevan sus
esfuerzos en la búsqueda de incrementar las reservas de
hidrocarburos “convencionales” y otros abogan por la exploración de fuentes “no convencionales” para cubrir sus
requerimientos de energía.
El G7/G8 en su reunión en Gleneagles, Canadá
(Gleneagles Official Documents, 2005), estableció un
Plan de Acción que tenía como áreas de atención:
o Cambios en la forma en que se usa la energía.
o Un futuro más limpio, por el uso eficiente de la energía; reducción de las emisiones de gases de efecto
invernadero; impulsar el uso de energía renovables;
Energía
139
minimizar la contaminación del aire asociada y promover el diseño de procedimientos para la captura
del CO2 y del Metano (CH4).
o Investigación y desarrollo (ID) mediante un mayor
compromiso de la cooperación internacional y la
coordinación de la investigación en tecnologías
energéticas, que incluye el hidrógeno como vector
energético.
o Promover el financiamiento para la transición ha
cia energías más limpias.
o Gestión del impacto del Cambio Climático, facilitando la información para integrar clima, ambiente,
salud, factores económicos y sociales en la planificación del desarrollo y las estrategias de resiliencia.
o Promover la lucha contra la tala ilegal de los bosques.
Los resultados de la reunión establecieron de una manera muy clara la nueva orientación que el G7/G8 le
estaba dando al esquema energético mundial. Como indican Hernández y Martínez
...“Lo que está sucediendo hoy en día (2013), en el
manejo energético mundial, no es producto del azar,
sino de toda una estrategia establecida hace 8 años.
Es así como aparecen nuevas fuentes de energía, se
exploran otras, países que se trasforman en exportadores netos de energía, es decir, hay un cambio (sin
retorno) en el esquema energético mundial que va a
regir el mundo a partir del primer cuarto del siglo
XXI, y cuyo aspecto central es la pérdida de la supremacía del petróleo, la cual será cedida al gas natural,
por ser este el fósil más amigable al ambiente”
(Hernández y Martínez, 2013).
Por las razones expuestas es muy claro que hay un
cambio de dirección en el esquema energético mundial.
Se observa una fuerte tendencia a la reducción, para una
posible y futura sustitución del uso de combustibles fósi-
140
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
les no amigables con el ambiente (petróleo en todas sus
formas y carbón), por otras fuentes de energía más limpias como el gas. Esta situación planteada por el G7/G8
es acompañada por una fuerte presión a nivel internacional en las academias y centros de investigación por la
utilización de energías alternas (o no convencionales)
como la solar, eólica, geotérmica, biomasa, mareomotriz
y nuclear.
Más aún Gordon (2012), indica que la producción de
petróleo (dentro de las llamadas fuentes convencionales)
ha llegado a su máximo, ha comenzado un período de
estabilidad de la producción y ha iniciado su declinación.
Así mismo enfatiza que nos estamos acercando al fin de
la era de los medios de producción de petróleo “fácil” y
de extracción de crudo de “buena calidad”. Este importante recurso finito, se encuentra en tres tipos de fuentes: convencionales (livianos, medianos, gas y condensados), de transición (crudos a gran profundidad, pesados y el almacenado en esquistos), y las no convencionales que serán el objeto de análisis en este documento
enfatizando en los aspectos ambientales asociados a su
producción.
Para seguir contando con una fuente segura de recurso, la industria se reorienta a la explotación y manejo de
crudos llamados “no convencionales”. En la Figura 1, se
muestra lo que Gordon (2012), llama “La Nueva Geografía de los Hidrocarburos no Convencionales”, que incluye el petróleo en lutitas (esferas en gris claro),
petróleo pesado, extrapesado y bitúmenes (esfera en gris
oscuro), así como los hidrocarburos asociados a lutitas
(shale oil and gas) en cuadriculado en gris.
Además de los mencionados, están el gas metano en
estratos de carbón “coal bed methane” o CBD, también
conocido como “coal sean methane gas” (CSMG); los
yacimientos de gas en rocas de poca permeabilidad o
“tight gas”; el “shale gas” o gas de lutitas, al cual nos
referiremos posteriormente; el “oil shale” lutitas
Figura 1. Distribución mundial de yacimientos de hidrocarburos no convencionales. Recuperado digitalmente en http://carnegieendowment.org/2012/05/03/
understanding-unconventional-oil/ao4f
Energía
141
142
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
bituminosas; los “tar sands” o arenas bituminosas, como
las de Alberta en Canadá; los “Heavy oils” crudos pesados y extrapesados (Faja del Orinoco) y los “Methane
hydrates” o hidratos de metano.
Las buenas perspectivas del negocio del gas de lutitas
ha impulsado a la industria a expandirse en Estados
Unidos, estimándose que las reservas más importantes de
este hidrocarburo están en China, seguida de EEUU, Argentina, México, Sudáfrica, Australia, Canadá, Libia, Argelia, Brasil, Polonia, Austria, Alemania, Reino Unido,
Francia y Holanda.
A nivel mundial, el debate sobre el gas de lutitas ha
pasado de tener una dimensión solamente económica, a
polarizarse hacia cuestiones ambientales dados los enormes riesgos que acarrea. Así, en el año 2010, la Comisión de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad
Alimentaria del Parlamento Europeo (Dirección General
de Políticas Interiores del Parlamento Europeo, 2011),
encargó un informe que concluyó que el proceso de
“Fractura Hidráulica” tendría efectos devastadores sobre
el territorio, y que existe un alto riesgo por el uso excesivo del agua, sismicidad asociada, generación de residuos
sólidos y líquidos, emisiones a la atmósfera, contaminación por productos químicos de acuíferos someros, con
efectos negativos sobre la salud humana.
La aplicación del método de “Fractura Hidráulica” ha
sido protestada y las actividades se han visto suspendidas
y en algunos casos se han promulgado moratorias. Las
moratorias no implican una prohibición del proceso de
“Fractura Hidráulica”, sino únicamente una paralización
temporal, mientras se estudia en profundidad la técnica
y los efectos de éstas en el ambiente, como lo han propuesto la Agencia Internacional de Energía IEA (2012) y
la Agencia de Protección Ambiental EPA en Estados Unidos (2013).
La otra forma de acumulación de Gas en yacimientos
“no convencionales” corresponde a los “Hidratos de Me-
Energía
143
tano”, constituidos por volúmenes de gas que han quedado atrapados en cristales de hielo, en “el permafrost”1 en
las altas latitudes (Canadá y Siberia), y en los fondos de
los océanos a lo largo de la plataforma continental. Según
Klauda y Sandler (2005), el valor de las reservas mundiales de metano asociado a hidratos es de 1,2x1017 m3 de
metano expandido a condiciones atmosféricas.
Los hidratos de metano son conocidos desde inicios del
siglo XIX, cuando Sir Humphrey Davy en 1811, realizó
los primeros estudios. Los soviéticos descubrieron en los
años ´60 del siglo XX, fuentes naturales de hidratos de
metano al norte del país y en los años ´70 de este mismo siglo fueron descubiertos en el fondo de los océanos.
En los años ´80 se iniciaron las investigaciones para determinar las potencialidades de los hidratos como fuente
no convencional de producción de energía y en los ´90
se realizaron actividades de exploración y perforación
para evaluar los depósitos oceánicos de hidratos.
A nivel global ha surgido un gran interés por estudiar
los Hidratos de Metano dado:
o El gigantesco volumen de las reservas potenciales
y su alto potencial energético,
o Los efectos en el ambiente, de ocurrir la explotación en las áreas donde han sido localizados los
yacimientos (áreas de “permafrost” de Estados
Unidos, Canadá, norte de Europa y Rusia y en
los fondos oceánicos), y
o El efecto sobre el Cambio Climático, como gas
efecto invernadero (GEI), con un potencial negativo de alrededor de 10 veces más que el dióxido
de carbono (CO2).
El grupo de Estudios Climáticos del Proyecto de
Hidratos de Metano del Servicio Geológico de los Estados
Unidos ha considerado, desde 2007 (United States
Geological Survey, 2013), enfocar sus estudios hacia los
efectos de las emisiones de metano en el comportamien-
144
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
to de las temperaturas en las áreas circumpolares y la
estabilidad de los depósitos de hidratos al perderse el
“permafrost”, y determinar cuánto metano es liberado a
la atmósfera, en respuesta a los procesos de incremento
de la temperatura. El metano es un gas con un alto
potencial como gas efecto invernadero y podría, en caso
de que las condiciones se den, exacerbar el calentamiento global, como ha ocurrido en otros momentos en el
pasado remoto en la Tierra.
Japón y Canadá adelantaron conjuntamente proyectos
hacia finales de la década de los ´90, con la intención de
explorar formas de explotar el gas acumulado en los
Hidratos de Metano en los fondos oceánicos. Canadá, se
retira días antes de la noticia del éxito alcanzado en Japón al convertirse en el primer país, en el mundo, en
completar una prueba de producción de gas de fuentes
de hidratos de metano costa fuera.
Situación actual y proyectos en desarrollo para
la producción de hidrocarburos “no convencionales” en Venezuela.
Las fuentes de hidrocarburos no convencionales en
Venezuela, en producción, corresponden por los momentos a los crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, considerados como los más importantes del mundo. Según el Informe 2012 de PDVSA
(página 36) para el 31 de diciembre de 2012 la Faja del
Orinoco tenía una producción de 646 MBD de crudo, proveniente de las áreas de Zuata (principal y norte) con una
producción de 270 MBD y de Cerro Negro de 376 MBD.
Se ha determinado la existencia de yacimientos de
lutitas que pueden tener asociado gas en el occidente del
estado Zulia, en la llamada Cuenca MaracaiboCatatumbo, que contiene una secuencia de lutitas
Cretácicas de origen marino (Formaciones La Luna y
Capacho), que según el informe de la Agencia Norteamericana de Información en materia de Energía (EIA)
(U.S Energy Information Administration, 2013), podrían
Energía
145
ser objetivos prospectivos para gas y petróleo asociados a
lutitas. También se ha identificado a la Formación
Carapita como una posible acumulación de lutitas (gas y
petróleo asociado), en el oriente del país.
Por otra parte, como país poseedor de una extensa
plataforma continental, también podrían existir acumulaciones importantes de hidratos de metano en la Plataforma Continental del Mar Caribe y en la Fachada Atlántica venezolana.
Los hidrocarburos de la Faja son del Terciario
(Mioceno) con una edad de 50 a 60 millones de años,
acumulados en areniscas no consolidadas (arena-limoesquisto) de origen fluvio-marino, pertenecientes a la
Formación Oficina que se formó por el aporte de sedimentos provenientes de las áreas montañosas del norte y
del macizo Guayanés (al sur), depositados en forma de
canales y lentes, con espesores variables de hasta 40 a
45 metros, con acumulaciones promedias de 8 a 12 metros. El área total de la Faja es de 55.314 km2 (6% de
territorio nacional) y cuenta con una porción saturada
de hidrocarburos de 13.600 km2.
La Faja Petrolífera del Orinoco fue dividida de oeste a
este en cuatro Áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y
Carabobo conocidos anteriormente como Machete,
Zuata, Hamaca, y Cerro Negro respectivamente. Según
Barbieri (1985), el crudo de la Faja, como todo crudo
pesado, se caracteriza por su alta viscosidad, alto contenido porcentual de azufre entre 1 y 8%. Así mismo pueden tener un apreciable contenido de sales y metales
como el níquel, vanadio y hierro en volúmenes de 100 a
500 ppm. Estas características condicionan negativamente los posteriores tratamientos (Reuter, M. 2006). Los
crudos de la Faja, son ricos en Níquel y Vanadio por sustitución del magnesio y hierro a nivel de la molécula de
hidrocarburo. Tanto el Níquel como el Vanadio son metales
muy cotizados en el mercado y en el caso de la Faja están
en altas concentraciones en el Coque, que es un sub-pro-
146
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
ducto del proceso de mejoramiento del crudo. Sin embargo
la producción de Azufre y Coque asociados plantean problemas de carácter ambiental que deben ser considerados.
La producción de los hidrocarburos no convencionales en la Faja Petrolífera del Orinoco
-1er Período 1930 hasta 1976
En Venezuela las inmensas reservas de crudos “no
convencionales” se conocen desde los años ´30 del Siglo
XX. El pozo La Canoa-1, ubicado en el Municipio Independencia al sur este del Estado Anzoátegui, fue el primero perforado en la Faja del Orinoco, que se completó
el 07 de enero de 1936 por la Standard Oil Venezuela
(Barberii, E., 1998). En los años ´60 los estudios exploratorios estuvieron bajo la responsabilidad de la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), que llevó a cabo la
exploración y medición de los yacimientos de la Faja. Es
en esos años cuando se toma conciencia de la magnitud
de la Faja y se emprende una evaluación sistemática que
permitió delinear una inmensa superficie al sur de la
Cuenca Oriental y al norte del Orinoco, la cual fue llamada originalmente Faja Bituminosa del Orinoco, y posteriormente, al comprobarse que los hidrocarburos pesados, extrapesados y de alta viscosidad, eran líquidos, se
cambio su nombre a Faja Petrolífera del Orinoco. En
1961 se hicieron intentos de poner en producción pozos
en los campos de Morichal y Jobo, ubicados en la Faja.
-2do Período 1976 hasta el 2000
PDVSA inició la evaluación de la Faja Petrolífera del
Orinoco el año 1978. A pesar de disponer del conocimiento asociado a la exploración, perforación y producción de crudos pesados, las tecnologías para su transporte y sobre todo para su mejoramiento no estaban disponibles, ni los recursos económicos requeridos para la
explotación en gran escala de los yacimientos de la Faja.
A comienzos de los ´80 con la subida de los precios del
petróleo, PDVSA comenzó los estudios necesarios para
adelantar la exploración y producción temprana2 de los
Energía
147
crudos. La crisis petrolera de mediados de los ´80 derrumbó los precios del petróleo, lo que causó nuevamente el
abandono de los proyectos para el desarrollo de la Faja.
PDVSA y las Filiales, aprovecharon la reducción de
actividades para evaluar a profundidad los potenciales
efectos ambientales que suponía un desarrollo bajo los
criterios establecidos en los inicios de los ´80. Para lograr el objetivo se suscribió con el Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales (MARNR para la
fecha), el Convenio MARNR-PDVSA para la realización
de los estudios de línea base requeridos para el establecimiento del Esquema de Ordenamiento del Territorio de
la Faja (Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales Renovables-MARNR, 1982), y la creación de la Oficina en el MARNR encargada de dar pronta respuesta a
los requerimientos de proyectos en materia ambiental.
En el período 1993-97 se firmaron los Convenios de
Asociaciones Estratégicas, mediante aprobación del Congreso de la República, que dio origen a las Asociaciones
conocidas como Petrozuata (Maraven/Conoco), Ameriven
(Corpoven/Mobil) y Cerro Negro (Lagoven/Exxon), que
iniciaron actividades a mediados de los ´90 y fueron eliminadas por decisión del Ejecutivo en el año 2007. Estas
asociaciones lograron el desarrollo de las actividades de producción en los bloques en la Faja, en la zona sur de los
Estados Anzoátegui y Monagas, la construcción de nuevos
oleoductos y habilitación de los existentes, para transportar
el crudo producido al Complejo Industria José Antonio
Anzoátegui en Jose, al norte del Estado Anzoátegui, donde
se construyeron las Unidades de Mejoramiento de cada una
de las Asociaciones Estratégicas ya mencionadas.
-3er Período 2000 a la actualidad: El Nuevo
Plan de Desarrollo Integral de la Faja Petrolífera
del Orinoco
Con los cambios de política petrolera del Estado Venezolano, a partir del año 2000 se inició el Proyecto Magna Reserva de la FPO (para la certificación del volumen
148
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
de crudo en sitio y explotable)3, el Desarrollo Integral de
la Faja Petrolífera del Orinoco4 y el Proyecto Socialista
Orinoco5 que busca, por un lado la participación de varios países para la explotación del crudo y construcción
de infraestructura nueva, y por el otro impulsar la actividad socioproductiva e industrial en la Faja Petrolífera
del Orinoco y su área de influencia así como el desarrollo de las comunidades ubicadas en ella.
La Faja Petrolífera del Orinoco cuenta en la actualidad con un total de reservas probadas de más de
258.809 MMBls aproximadamente (86% de las reservas
del país), conformadas por 3.935 MMBls de crudo pesado y 254.874 MMBls de extrapesado con crudos de menos de 20 °API con alto contenido de azufre y metales
pesados asociados (Petróleos de Venezuela, S.A., 2012).
PDVSA, en palabras del Presidente de la empresa (Correo
del Orinoco, 18/05/2013), indicó:
“...que se van a construir más de 520 macollas, varios
mejoradores, se perforarán más de 10 mil 500 pozos
y se tiene prevista la edificación de importantes
infraestructuras que tienen que ver con vialidad, entre
otras obras de envergadura para el desarrollo social y
económico de la Faja Petrolífera del Orinoco”.
El cambio de política en materia petrolera por parte
del Estado venezolano modificó sustancialmente el programa de desarrollo de la industria en el área de la Faja.
En la Figura 2, se muestra la distribución de las diferentes Acuerdos suscritos para el desarrollo y producción de
36 Bloques propuestos, y la participación de 21 países y
empresas extranjeras para la explotación, así como la
ubicación de algunas de las nuevas facilidades propuestas
para la explotación de los crudos de la Faja (Petróleos de
Venezuela, S.A., 2010).
En la Faja se han propuesto varios proyectos, pero los
que según el Informe de PDVSA 2012 se adelantan son
los ubicados en los Bloques de Junín y Carabobo:
Área Junin
Petromacareo
Vietnam
Área Junin
JUNIN
Petrourica
China
Dentro Área
Ayacucho
Petropiar
USA
AYACUCHO
Área Junin
Petromiranda
Rusia
YFP
Argentina
Rusia
Área Carabobo
Petroindependencia
Venezuela/Japón/USA
Área
Sinovensa
Petrolera
Sinovensa
China
Área Carabobo
CARABOBO
Petrocarabobo
España/India/Malasia
Dentro Área
Carabobo
Petromonagas
Gran Bretaña
Figura 2. Distribución espacial de los 36 Bloques propuestos y la participación de 21 países para el
Desarrollo de la Faja del Orinoco. Tomado de la página 57 del Informe PDVSA 2012. Recuperado
digitalmente en http://www.pdvsa.com
BOYACA
Sur África/India
China/Belarus
Área Junin
Petrojunin
Italia
Dentro Área
Junin
Área San
Cristobal
Empresa
Indovenezolana
India
Parque Nacional
AguaroGuariquito
Petrocedeño
Francia-Noruega
Energía
149
150
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
En el área de JUNÍN se programa:
Bloque 1 y el Bloque 8 de BOYACÁ, el desarrollo entre PDVSA y las empresas de China (SINOPEC) y
Bielorrusia (BELORUSTNEF), para producir 200 MBD y
la construcción de una Refinería en Cabruta en el extremo suroccidental del Área Junín, que producirá crudo de
32 °API, diesel para el mercado interno, y el crudo mejorado se mezclará con el crudo extrapesado proveniente
del Campo Boyacá 8 y alimentará la futura Refinería Batalla de Santa Inés (Petróleos de Venezuela, S.A., 2010).
Bloque 2, PDVSA con Vietnam (PETROVIETNAM),
operará como PETROMACAREO, para producción en
estado natural de 200 MBD.
Bloque 4, PDVSA y la Empresa China CNCP
(PETROURICA), para producir 400 MBD de crudo
extrapesado, de los cuales 200 MBD alimentará un
Mejorador (Rabanito), en el sector sureste del Área
Junín (Petróleos de Venezuela, S.A., 2010). Los 200
MBD restantes se mezclaran con crudo extrapesados del
Bloque 8 de Boyacá para obtener 380 MBD de crudo 16
°API que se enviarán a China para su refinación.
Bloque 5, PDVSA y la empresa Italiana ENI, conformarán una empresa que se denominará PETROBICENTENARIO que tendrá capacidad mixta de refinación en
Jose, para manejar 350 MBD que incluyen 240 MBD del
mismo Bloque, así como 110 MBD que PDVSA tiene interés en procesar.
Bloque 6, será manejado por la empresa PETROMIRANDA conformada por PDVSA y un consorcio Ruso
formado por las empresas rusas GAZPROM, LUKOIL,
TNK BP y ROSTNEF, que manejarán 450 MBD de los
cuales 200M MBD serán procesados en el Mejorador de
Junín (Rabanito), para obtener un crudo mejorado de
42 °API, y los 250 MBD no mejorados, con los 190
MBD mejorados, se mezclarán para obtener 440 MBD
de crudo entre 16 y22 °API.
Energía
151
Bloque 10, será explotado directamente por PDVSA,
S.A., bajo el nombre de PETROCEDEÑO (antes área
asignada a SINCRUDOS DE ORIENTE).
En el área de CARABOBO se ha planificado el
desarrollo de:
Proyecto Carabobo 1, en los Bloques Carabobo 1 Central y Carabobo 1, que fueron otorgados a las empresas
REPSOL de España, PETRONAS de Malasia y la
INDIAN OIL de la India, que operará como PETROCARABOBO, para la producción de 200 a 240 MBD de
crudo y participación en la construcción del Mejorador
cercano a Soledad (Falconero). Para el Proyecto Carabobo 3 se ha planteado el desarrollo de un proyecto en
los Bloques Sur 2 y Norte 3 y Carabobo 5, como
PETROINDEPENDENCIA, que producirá entre 200 y
240 MBD de crudo y la construcción de un Mejorador
a ser ubicado en las cercanías de Soledad (Petróleos de
Venezuela, S.A., 2010).
El Estado venezolano, con el apoyo y coordinación de
PDVSA, adelanta el Proyecto Socialista Orinoco (PSO),
que además de la actividad petrolera busca conformar
sistemas socioproductivos vinculados a ellos, con la finalidad de fortalecer las capacidades de las comunidades,
tomando en cuenta las potencialidades del territorio preservando el ambiente, de manera que se conviertan en
alternativas a la industria petrolera. Así mismo los núcleos urbanos que se requerirán deben desarrollar sus
propias potencialidades.
En la actualidad solo existen dos parques industriales,
uno en el Tigre (Parque Industrial El Tigre) y el otro en
Ciudad Bolívar (Parque Industrial El Farallón). Se plantea el desarrollo de un Polígono Industrial Socialista en
Soledad y varios circuitos de producción en la Faja y
área de influencia como son:
1) Circuito Algodonero, para la producción de algodón
de fibra larga (50.000 has);
152
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
2) Complejo de Industria Textiles, aprovechando el algodón;
3) Polígonos Industriales Socialista (PIS, como el propuesto en Soledad), que dará servicios de mantenimiento y proveerá los bienes requeridos por el
Mejorador de Ayacucho (Falconero);
4) Complejo Maderero Libertadores de América en
conjunto con CVG PROFORCA;
5) Fábrica de Taladros (China) y Mechas de perforación (Rusia);
6) Planta Procesadora de Yuca; y
7) Producción de caraota, maíz, sorgo.
Así mismo se contemplan las mejoras en la vialidad
existente, construcción de un Corredor de Servicios para
unir a San Fernando de Apure con Tucupita, vía autopista, ferrocarril, además de disponer del espacio requerido para incluir acueductos, electricidad y otros servicios.
Otras fuentes de producción de los hidrocarburos no convencionales en el país
En Rodríguez (2013), se indica que según la Administración de Información Energética de Estados Unidos,
Venezuela es el séptimo país con reservas técnicas a nivel mundial y segunda en reservas de gas de lutitas en
América del Sur. La publicación asevera que Venezuela
cuenta con 167 billones de pies cúbicos (TCF- por sus
siglas en inglés) de gas no convencional (shale gas), en
la cuenca del lago de Maracaibo, Estado Zulia. Sin embargo en el informe PDVSA (2012), no hace referencia a
proyectos para su explotación.
En cuanto a los Hidratos de Metano, se estima que en
la plataforma continental venezolana deben existir yacimientos de este tipo que deben ser estudiados. Según
Callarotti, R. en una conferencia dictada en la ANIH
(2007), señaló que:
Energía
153
“Venezuela es un país productor de petróleo, que tiene
gas y hay grandes depósitos de hidratos de metano,
por lo tanto es interesante comenzar a generar conocimientos acerca de ellos”.
Anteriormente en una presentación en CIEMADeS Segunda Conferencia Internacional del Turabo en Puerto
Rico (2006) había aseverado que:
“los hidratos de metano, su estudio y su producción
para obtener metano (gas), representan un tópico de
importancia creciente” Callarotti (2006).
Aspectos Ambientales asociados al desarrollo de
hidrocarburos no convencionales.
Componente ambiental en el período 1980 al 2000
El año 1977 el CENDES-UCV publicó el estudio, considerado pionero, titulado “Prediagnóstico para un Plan
de Desarrollo Integral de la Faja Petrolífera del
Orinoco”, que estableció las bases conceptuales para el
desarrollo del área.
En las reuniones previas de planificación y de análisis
de factibilidad técnica, económica y ambiental del Proyecto de Desarrollo de la Producción de la Faja Petrolífera del Orinoco, en los inicios de los años ´80, se
incluyeron grupos de expertos en la materia ambiental
de PDVSA y sus Filiales, consultoras privadas y personal
calificado del Ministerio del Ambiente y de los Recursos
Naturales (MARNR para la época), con la finalidad de
evaluar los potenciales impactos/efectos negativos de las
diferentes actividades en el entorno tanto físico como socio económico y cultural.
Otras reuniones con la participación activa de grupos
técnicos/operacionales de PDVSA y sus Filiales, se evaluaron los procesos industriales sugeridos y las alternativas de ubicación de facilidades para las instalaciones de
producción, transporte, almacenamiento, mejoramiento,
154
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
comercialización, y se identificaron actividades y/o acciones del proyecto que podían producir afectaciones al ambiente. Se evaluaron los beneficios técnicos, económicos,
sociales y ambientales derivados de establecer las unidades de Producción en la zona sur de los estados
Anzoátegui y Monagas, y la ubicación de las instalaciones de Mejoramiento al norte del estado Anzoátegui para
facilitar el manejo de los productos elaborados y los
subproductos (fundamentalmente sólidos: Azufre y Coque).
Por las implicaciones ambientales de los proyectos
planteados PDVSA y sus Filiales en esfuerzo conjunto
con el Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables elaboraron el Esquema de Ordenamiento
del Territorio de la FPO, que se publicó en 1984, y que
junto al Proyecto Orinoco-Apure, conformaron los proyectos bandera del recién creado Ministerio del Ambiente
y de los Recursos Naturales (MARNR), con los siguientes objetivos:
1. Proponer una organización del espacio para orientar
la localización de las actividades;
2. Servir de marco para la elaboración de planes sectoriales y estudios de mayor nivel de detalle;
3. Determinar en la forma más precisa los efectos que
la producción petrolera y otras actividades tendrían
sobre el ambiente; y
4. Recomendar las medidas y normas que permitieran
la mayor protección ambiental y una aproximación
hacia un Plan de Ordenamiento del Territorio de la
Faja.
El Plan de Ordenamiento de la Zona de Seguridad del
Complejo Industrial Petroquímico y Petrolero de Jose,
“General José Antonio Anzoátegui” (CIJ), se presentó en
1995 y en él se definieron los espacios para el CIJ, y se
establecieron como objetivos:
“establecer lineamientos, directrices y políticas para la
administración del área”
Energía
155
“definición de actividades permitidas, restringidas y
prohibidas de acuerdo…a la valoración del ambiente y
régimen de seguridad”.
Para el año 1998, PDVSA y sus empresas Filiales, participaron con CORDIPLAN, MARNR, MRI, MINDEFENSA, MIC, MEM, MTC, MINDUR, SECONASEDE y
el MAC en la elaboración del Plan Nacional de Ordenación del Territorio que fue aprobado por el Presidente de
la República en Consejo de Ministros según Decreto N°
2.945 aparecido en Gaceta Oficial del 14 de Agosto de
1998, que orienta la localización de la población, de las
actividades económicas y la infraestructura física, apoyándose en criterios de crecimiento económico, desarrollo
social, seguridad y defensa y conservación del ambiente,
y basado en el conocimiento de las potencia- lidades y
restricciones especificas de cada ámbito geográfico y minimizando los impactos negativos sobre el ambiente y
maximizando los positivos. En el Plan Nacional de Ordenación del Territorio se incluyeron todas las áreas de interés petrolero establecidas por el Ministerio de Energía y
Minas (MEM), para garantizar el desarrollo de las actividades de PDVSA y sus empresas Filiales.
Las empresas filiales de PDVSA y posteriormente las
Asociaciones Estratégicas llevaron adelante Evaluaciones
de Impacto Ambiental requeridas según el marco jurídico vigente y así obtener del MARNR los correspondientes
permisos de Ocupación del Territorio, Afectación de los
Recursos Naturales y de Operación para cada una de los
componentes. Las Evaluaciones de Impacto Ambiental
(EIA), fueron realizadas bajo la coordinación de Petróleos de Venezuela y sus Empresas Filiales y el aporte de
las empresas consultoras ambientales venezolanas.
Los componentes más importantes de los Proyectos
estaban conformados por: 1. Producción; 2. Corredores
de Servicio y 3. Facilidades de Mejoramiento. En el caso
específico del área de producción se revisaron los procesos de Construcción, de Operación y Mantenimiento,
156
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
identificándose como acciones que generan impactos las
siguientes: durante la fase de construcción los movimientos de tierra (con el consecuente modificación de la topografía y del drenaje natural) y las actividades de
remoción de la cobertura natural; construcción de infraestructuras de producción y obras civiles de apoyo; incremento de la actividad y tránsito vehicular con el
aumento de los niveles de ruido ambiental, así como la
generación del déficit de servicios (vivienda salud y educación) y demanda en la mano de obra. Estos impactos
fueron analizados en los dos tipos de medios afectados el
físico natural y el socioeconómico y cultural.
En cuanto al proceso de operación y mantenimiento,
se identificaron como acciones que causan impacto a la
generación de efluentes (aguas residuales y de proceso);
la generación de desechos sólidos domésticos e industriales y de emisiones que afectan tanto al medio físiconatural como al socioeconómico y cultural.
Para los Corredores de Servicio (oleoductos y distribución eléctrica) se requirió un esfuerzo adicional mediante
reuniones de acercamiento y entendimiento con más de
250 propietarios a lo largo de las rutas para lograr los
Derechos de Paso que establecía la ley, y debían ser suscritos antes del otorgamiento por parte del MARNR de
los permisos de Afectación de Recursos y Construcción
del Oleoducto.
Para las facilidades de mejoramiento y comercialización que se ubicaron en el Complejo Industrial
Petroquímico y Petrolero “General José Antonio
Anzoátegui”, en Jose, se realizaron las Evaluaciones de
Impacto Ambiental (EIA) para cada una de las plantas
de mejoramiento, y una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) y otra Evaluación Integral de Riesgos (EIR),
ambas para el Complejo Industrial Jose, y se implementó un Sistema de Gestión Ambiental (SGA) para el
Condominio de Jose.
Energía
157
La instalación industrial más común para mejorar el
crudo pesado es el “Coquer” o unidad de Craqueo, que
utiliza el proceso termal de craqueo, el cual permite convertir moléculas largas de hidrocarburos en otras más
cortas mediante la remoción de carbón (en forma de
Coque sólido) y re-arreglando las uniones químicas de la
moléculas originales más líquidas y utilizables. El Coque
es fundamentalmente carbón con un contenido bajo en
hidrógeno y un alto contenido de azufre. Generalmente
las plantas de Mejoramiento están conformadas por una
Unidad de Destilación, una de Destilación al Vacío, la de
Coquización Retardada, la de Recuperación de Gas, la de
Hidrotratamiento de Nafta, Hidrocraqueo Moderado, la de
Hidrógeno, la de Recuperación de Aminas, la de Despojamiento de Aguas Agria, y la de Recuperación de Azufre.
En la Figura 3, se muestra un croquis con la ubicación de las instalaciones de Mejoramiento construidas
entre los años 96 al 2002 en el Complejo Industrial de
Jose, en Jose, en la porción central de la costa del estado Anzoátegui.
Las Plantas de Mejoramiento de Jose, conforman un
sistema integral que funciona como Centro de Recepción
y Procesamiento de productos entre el campo de Producción al sur, a más de 200 km de distancia, y las facilidades de Almacenamiento y Embarque en Jose.
Para las diferentes Unidades de Mejoramiento y para
el Complejo Industrial de Jose, se realizó la Identificación de Procesos, de Acciones que Generan Impactos y
los Medios Afectados, tanto para la fase de Construcción
como la de Operación y Mantenimiento.
Durante la fase de construcción destaca el estudio y
diseño del canal para la relocalización de la Quebrada de
Hoce, y la afectación del área marina durante la construcción de las obras civiles para el almacenamiento y
transporte de productos líquidos (petróleo y diluente), y
sólidos (coque y azufre). En la fase de Operación y de
n
PA
zo
e
át
gu
i
20 o
Olefinas
Pequiven
expansión
S-6
S-5
S-3
TAEJ
N-3
BITOR
Palmichal
N-1
20 o
Área de Reserva
CANTV
Almacenamiento
Crudo
S-1
N-2
S/E
Mar Caribe
Monoboya
TAEJ
S/E EDELCA
S-4
Complejo
Criogénico
PDVSA GAS
Servicios
Marinos
Monoboya
TOJ
Petropiar
Petromonagas
Petrocedeño
Figura 4. Ubicación de la Plantas de Mejoramiento de PetroAnzoátegui, PetroCedeño, PetroMonagas y
PetroPiar, en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui en el norte del Estado Anzoátegui. Tomado de Lairet (2010) presentación del Curso “Evaluación de Impacto Ambiental del Desarrollo ”,
Postgrado Desarrollo y Ambiente USB.
Cabrutica
36o
PTJ
Mejorador
S-7
Petroquímico
N-4
Muelle
Criogénico
Muelle Petroquímico
Líquidos Sólidos
N-5 CPEQUIVEN
omplejo
Muelle sólidos
petroleros
Mejorador
S-8
N-6
Monoboya
Anzoátegui
158
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
159
Mantenimiento se tomaron las previsiones de diseñar y
construir las facilidades de transporte (tolva, desde las
diferentes unidades de mejoramiento al patio de almacenamiento temporal compartido), y las facilidades de descarga de sólidos en los buques para comercialización en
el exterior, como parte del acuerdo, con la finalidad de
minimizar el tiempo y volumen almacenado y reducir la
generación de particulados desde las pilas de almacenamiento. Para todas las facilidades en Producción, Transporte, Almacenamiento, Mejoramiento y Comercialización se identificaron los Efluentes Líquidos, los Desechos
Sólidos y las Emisiones a la Atmósfera.
El Componente Ambiental en el Desarrollo de la
Faja Petrolífera del Orinoco
- 2do Período 2000 al 2013
PDVSA y las organizaciones responsables de la Planificación y Gestión del componente Ambiental de sus proyectos, adelantan un conjunto importante de actividades
tendentes a cubrir los requerimientos en la materia.
Como una continuación a los estudios efectuados en los
´80 y ´90, se han realizado diversas Evaluaciones Ambientales a nivel de Estudios de Línea de Base y Evaluaciones de Impacto Ambiental de Proyectos y facilidades
específicas. La lista que se presenta a continuación no es
una revisión exhaustiva de los estudios realizados, pero
sirve de orientación a los lectores.
Vale le pena destacar:
o Evaluación Sistémica de las condiciones socio Ambientales en un área de producción del Distrito San
Tome, División de Oriente PDVSA y los Institutos
de Zoología Tropical y de Ciencias de la Tierra de
la Facultad de Ciencias Universidad Central de Venezuela, en enero de 2007.
o Evaluación Socio-Ambientales en el área Junín de la
Faja Petrolífera del Orinoco a Escala 1:100000, ela-
160
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
borado por el Instituto de Zoología y Ecología Tropical (IZET) de la Facultad de Ciencias de la Universidad Central de Venezuela, en mayo del 2008.
o Evaluación de los sistemas ecológicos de la Faja Petrolífera del Orinoco como base para la Ordenación
Territorial, efectuado por el Centro de Estudios Integrales del Ambiente (CENAMB) conjuntamente
con el Instituto de Zoología y Ecología Tropical
(IZET), instituciones de la Universidad Central de
Venezuela y con la participación de la Universidad
Nacional Experimental Rómulo Gallegos en el 2008.
o Proyecto Orinoco-Magna Reserva, Convenio Fundación
Instituto de Ingeniería y CVP, a escala 1:100000, con
ventanas a 1:25000, desarrollado en el período
2006 al 2009.
o Actualización de la Información ambiental correspondiente al desarrollo de la Faja Petrolífera del
Orinoco, preparado por Ambiente e Higiene Ocupacional de INTEVEP, en diciembre de 2009.
o Estudio para el aprovechamiento de los recursos
hídricos en la Faja Petrolífera del Orinoco, realizado
por el Laboratorio Nacional de Hidráulica, en marzo de 2010.
o Realización de un Taller de Expertos para la definición de los modelos de sensibilidad ambiental de la
Faja Petrolífera del Orinoco, actividad coordinada
por el Centro de Procesamiento Digital de Imágenes (CPDI) de la Fundación instituto de Ingeniería
(FII), los días 15 y 16 de marzo de 2011.
También se han realizado Evaluaciones de Impacto
Ambiental y Socioeconómico (EIASC), dirigidos a determinar impactos de actividades específicas, tales como:
o Estudio de Impacto Ambiental y Socio Cultural Proyecto Magna Reserva, construcción y perforación
de 8 pozos estratigráficos E-12, E-14, E-15, E-16,
Energía
161
E-17, E-18, E-19, E-20, en los Bloques 3 y 4, área
Carabobo, Estados Anzoátegui y Monagas, elaborado conjuntamente por la Fundación Instituto de
Ingeniería y Ecodesarrollo 2000, en agosto de
2006.
o Estudio de Impacto Ambiental y Socio cultural
(EIAS), de los Bloques 1 y 2 del área Ayacucho,
Proyecto Magna Reserva, elaborado por Hidroambiente con el CPDI-FII para PDVSA CVP en noviembre de 2007.
o Estudio de Impacto Ambiental y Sociocultural (EIAS)
del área Junín Bloques 5 y 6 del Proyecto Magna
Reserva, elaborado por Hidroambiente para PDVSACVP, diciembre de 2007.
o Estudio de Impacto Ambiental Sociocultural, Pozos
Estratigráficos y prueba de pozo Área Ayacucho
Bloque 5, Faja Petrolífera del Orinoco, elaborado
por la Fundación Instituto de Ingeniería (FII) y
Ambioconsult, para PDVSA-CVP, en abril 2008.
o Estudio de Impacto Ambiental y Socio Cultural de
los Pozos estratigráficos, Área Junín. Bloque 8 y 9,
Faja Petrolífera del Orinoco, elaborado conjunta
mente por la Fundación Instituto de Ingeniería y
Ecodesarrollo 2000, en septiembre de 2008.
o Estudio de Impacto Ambiental y Sociocultural, en el
Proyecto Magna Reserva del Bloque Junín 10, elaborado por Hidroambiente para PDVSA-CVP, noviembre de 2008.
Sugerencias y Propuestas
A nivel global el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos “no convencionales”, como los crudos pesados y
extrapesados, el gas y petróleo asociados a lutitas y los
hidratos de metano, plantean retos en lo tecnológico,
económico y ambiental.
162
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
En lo tecnológico la explotación de los crudos pesados
y extrapesados generan impactos ya analizados a nivel
de las áreas de producción, transporte, pero sobre todo
por los requerimientos de infraestructuras de mejoramiento (para reducir la viscosidad e incrementar la calidad de los crudos pesados y extrapesados y remover el
coque el azufre y los metales pesados), que exigen esfuerzos para mejorar las técnicas de producción y de
mejoramiento; la producción de yacimientos “no convencionales”, requieren grandes superficies y agua (para la
aplicación de la técnica de perforación horizontal y
“Fractura Hidráulica” en el caso del petróleo y gas asociado a lutitas), que han causado las continuas peticiones de revisión de las técnicas utilizadas para la explotación
de estos yacimientos, por el público en general y organizaciones especializadas en la materia petrolera y ambiental.
Los proyectos implican niveles de inversión importantes, que pueden no estar al alcance de los países que
disponen de importantes volúmenes de reservas de estos
hidrocarburos (gas y petróleo asociados a lutitas) y desean explotarlas para reducir su dependencia de la importación de hidrocarburos, que tienen efectos negativos
para sus respectivos presupuestos nacionales.
En lo ambiental las implicaciones son aún mayores,
los grandes necesidades de espacio, antes solo limitado a
los países productores/exportadores de petróleo tradicionales, se ha incrementado al plantear la posibilidad de
explorar y explotar yacimientos de hidrocarburos “convencionales” (como en el caso de las áreas protegidas en
Ecuador, en Alaska y en los territorios del Ártico), y los
“no convencionales” (gas y petróleo de lutitas e hidratos
de metano), en áreas que hasta la fecha no eran mencionadas como potenciales.
La ideas expuestas cobran fuerzas ante la inmensa
responsabilidad que se le ha asignado en el caso de Venezuela al Ministerio del Poder Popular para el Ambiente
y a Petróleos de Venezuela, ante el Desarrollo Integral
Energía
163
de la Faja Petrolífera del Orinoco, considerada como uno
de los yacimientos, si no, el más importante de hidrocarburos “no convencionales” del mundo.
Si se quieren lograr los objetivos ambiciosos, tanto
para los proyectos petroleros como aquellos de carácter
socioproductivos y sociales, el estado venezolano, en el
marco del desarrollo sustentable como establece la Constitución debe:
Gestión a nivel nacional, regional, local y sectorial:
o Diseñar y operacionalizar los instrumentos de la Política de Estado para Garantizar el Desarrollo Sostenible y la Gestión Ambiental en el país,
o Actualizar y posteriormente aplicar, ajustado al marco
jurídico ambiental unas nuevas normas sobre Evaluación Ambiental de Actividades susceptibles de degradar el ambiente,
o Revisar y actualizar el Plan Nacional de Ordenación
del Territorio y los Planes Regionales, Estadales y
Sectoriales, sobre todo para las áreas de influencia
directa e indirecta del Desarrollo Integral de la Faja
Petrolífera del Orinoco,
o Aumentar la capacidad de respuesta de las instituciones responsables de controlar la materia ambiental a nivel nacional, regional y local, tomando en
cuenta el aumento de superficie del área a ser afectada directa e indirectamente, superior a la de los
años ´80 y ´90 en los estados Guárico, Anzoátegui,
Monagas, Bolívar y Delta Amacuro.
A nivel operacional de PDVSA y organizaciones adscritas:
o Incrementar la capacidad operativa, dotando a las
unidades de la industria de los recursos humanos,
materiales y financieros necesarios, fomentando la
formación técnica y ética del personal en materia
ambiental,
164
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
o Promover la reducción de la intensidad de las emisiones a nivel de las instalaciones petroleras, y en
especial de gases de efecto invernadero de los principales sectores industriales, e impulsar el uso de
energía renovales,
o Establecer controles ambientales en todas las áreas
operativas y de influencia de la industria, especial
mente en la Faja del Orinoco, diseñar e implementar programas de recuperación de pasivos ambientales y particularmente reforzar el Plan Nacional de
Contingencia contra Derrames de Hidrocarburos,
tomando en consideración la fragilidad de los ecosistemas característicos de ese espacio geográfico de
Venezuela en particular los humedales y en específico los Morichales,
o Desarrollar prácticas de mejoramiento continuo de
los métodos de explotación, producción y mejoramiento de modo de minimizar sus consecuencias
ambientales.
Al nivel de Investigación y desarrollo:
o Convocar a los grupos académicos, centros de inves
tigación y empresas consultoras nacionales que han
acumulado años de experiencia, y que en el pasado
dieron apoyo al estado (MINAMB y PDVSA) en la
materia ambiental, para abordar los estudios necesarios para garantizar el desarrollo sostenible de la
industria,
o Promover la investigación y el desarrollo en el área
de hidrocarburos “no convencionales” para conocer
las reservas,
o Desarrollar programas de investigación y desarrollo,
tomando en cuenta las características de los crudos
no convencionales, para remover del coque los metales pesados de hidrocarburos como los de la Faja,
y continuar con la investigación, iniciada en la Universidad Simón Bolívar, para la remoción de meta-
Energía
165
les pesados (como el vanadio) por su alto valor comercial,
o Evaluar procedimientos para evaluar la utilización
de subproductos como el coque y el azufre,
o Efectuar los estudios abordándolos con una visión
ambiental de carácter Estratégico o Integral, to
mando en consideración la experiencia acumulada
a nivel internacional y las experiencias a nivel nacional, que sugieren la conveniencia de esta “visión” para enfrentar un desarrollo como el plantea
do por el Estado venezolano para la Faja, tomando
en cuenta las dimensiones espacio-temporales del
Proyecto Integral de Desarrollo que incluye tanto el
Proyecto Petrolero, el Proyecto Socialista Orinoco, como todos los proyectos de infraestructura asociados.
Líneas de investigación sugeridas
Por los temas tratados y siguiendo la línea de anteriores trabajos de la Academia se plantean un conjunto
de líneas de investigación que sirvan de orientación, al
Estado venezolano, a las universidades, centros de investigación, y a las organizaciones no gubernamentales en
el proceso de adaptación de sus programas de investigación en relación a este importante enclave del desarrollo
nacional, con el objetivo de alcanzar el desarrollo sostenible y estas serían:
o Diseñar y aplicar una Metodología para evaluación
de impactos globales o planetarios vinculados al de
sarrollo de la Faja y la comercialización de sus productos,
o Realizar un inventario del conocimiento ambiental
de la Faja, tomando en cuenta los diferentes escenarios técnico-económicos y ambientales del desarrollo en el pasado, presentes y futuros de la Faja,
o Recopilar, analizar e integrar los estudios de impacto ambiental realizados en la Faja desde finales de
los años ´70,
166
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
o Desarrollar un sistema de monitoreo de las variables
ambientales siguiendo los criterios del Método Fuerzas Motrices-Presión-Estado-Impacto-Respuesta
(FPIER),
o Promover programas de investigación orientados a
determinar:
> Demandas de agua y fuentes posibles para garantizar el desarrollo de la Faja,
> Capacidad de captura de carbono de los diferentes
tipos de sumideros y su potencial desarrollo en la
Faja,
> La posible ocurrencia del fenómeno de subsidencia y
sus potenciales efectos en la dinámica de las aguas
y particularmente en los Morichales,
> Los potenciales efectos en los procesos de adapta
ción social de las comunidades residentes, y las
movilizadas de otras zonas del país y del extranjero,
y,
> Definir programas de adecuación de desarrollos urbanos y viviendas adaptadas a las condiciones de
la Faja.
CONCLUSIONES
Venezuela es, y será por mucho tiempo, un país con
grandes potencialidades en el campo energético dadas sus
reservas de hidrocarburos convencionales y las inmensas
reservas de los no convencionales, como el caso de la
FPO y de las importantes fuentes de energías alternas.
Como se ha indicado el desarrollo de las fuentes no convencionales plantean inmensos retos en lo técnico, económico y ambiental.
A nivel de los países desarrollados (como el caso del
G8) y organizaciones en pro de la defensa del ambiente,
se nota un fuerte cambio en la dirección del esquema
energético mundial, a pesar de ciertas posiciones encon-
Energía
167
tradas de parte de algunos líderes que para lograr un
cierto grado de “no dependencia” de fuentes externas, y
lograr una supuesta independencia energética, promueven el desarrollo de la explotación de fuentes “no convencionales” a espaldas de las opiniones de organismos
internacionales conocedores del tema ambiental, de los
centros de investigación y de la comunidad organizada.
Esta situación está acompañada por una fuerte presión a
nivel internacional por la utilización de energías alternas
como la solar, eólica, geotérmica, biomasa, mareomotriz
y nuclear, inclusive a pesar de las desafortunadas experiencias en el área.
Las experiencias acumuladas en otros países, particularmente las derivadas del gas asociado a lutitas y la
posibilidad de explotación de las fuentes de gas asociadas
a los hidratos de metano, plantea al mundo un gran
reto en materia ambiental. De este análisis surgen importantes interrogantes:
¿están los gobernantes y tomadores de decisiones en
materia energética a nivel mundial, conscientes de los
riesgos ambientales que corre el planeta, tanto en escala
espacial (por la extensión de los yacimientos de shale gas
y de hidratos de metano) como por los efectos acumulativos en lo temporal?
¿es una propuesta lógica recomendar la explotación de
fuentes “no convencionales”, apoyándonos en el manejo
irresponsable que hasta el momento hemos hecho de las
llamadas convencionales y en transición?
Garantizar y mantener el modelo de desarrollo actual,
conlleva el aumento de la demanda por combustibles fósiles, pero ésta se debe apoyar en la búsqueda de mas
fuentes de combustibles fósiles (de hidrocarburos convencionales o no), con los impactos ambientales identificados.
Sin embargo en la búsqueda de cierta independencia
energética, países que no estaban catalogados como productores pero si como consumidores, como es el caso de
los países Europeos, ven en la explotación del gas de
168
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
lutitas una salida a la fuerte carga para los presupuestos
nacionales.
Por las razones expuestas se sugirieron estrategias en
tres niveles:
o La importancia de incrementar la capacidad de gestión y de respuesta en materia ambiental a nivel
nacional, regional, local y sectorial, cuando el Esta
do se propone apoyar un proyecto de desarrollo de
las dimensiones del sugerido para la Faja Petrolífera
del Orinoco;
o PDVSA y sus organizaciones adscritas, así como los
países/empresas involucrados en el Desarrollo Integral de la Faja como la fuente de hidrocarburos
“no convencionales” más importante del país, deben velar por profundizar las acciones que garanticen una inserción armónica de la actividad industrial petrolera y las actividades conexas, en un área
con fuertes desequilibrios en lo socioeconómico;
o Adicionalmente se sugieren un conjunto de líneas de
investigación que sirvan de orientación a las universidades, centros de investigación y a las organizaciones no gubernamentales para apoyar al Estado
venezolano y a Petróleos de Venezuela, en el proceso de adaptación de sus programas de investigación y desarrollo, respectivamente, en relación a
éste importante enclave del desarrollo nacional, a
objeto de alcanzar el desarrollo sostenible, dentro de
una visión integral y estratégica, dándole cumplimiento a lo planteado en el Artículo 1 de la Ley
Orgánica del Ambiente promulgada en diciembre
de 2006, y el Articulo 128 de la Constitución de la
República de Venezuela de 1999.
Energía
169
(NOTAS)
El permafrost es la capa de hielo permanente presente a
diferentes profundidades del suelo, en regiones circum-polares o de carácter “periglaciar”.
1
“Producción temprana”: son los volúmenes de crudo que
resultan de los procesos de exploración y producción, cuando todavía no están listas las facilidades necesarias de almacenaje y transporte. Tomado del Glosario petrolero en la
página oficial de Petróleos de Venezuela, S.A.
2
El Proyecto Magna Reserva (Certificación de la FPO), fue
asignado a la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP),
según Oficio N° 1.036 de junio de 2005, para cuantificar y
certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. Tomado de la Página Web oficial de PDVSA, S.A.
3
El proceso de Expansión de Proyectos de la Faja petrolífera del Orinoco busca el Desarrollo Integral de la Región norte del Orinoco como eje impulsor del desarrollo sostenible,
desde el punto de vista social, industrial, económico y tecnológico del país.
4
Proyecto Socialista Orinoco (PSO), establecido por el estado venezolano para el desarrollo social, contempla cinco
programas estrechamente relacionados: agro productivo socialista, infraestructura de servicios, cien pueblos libres de
miseria, el ambiente y el distrito social Amacuro.
5
170
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
V. HIDROCARBUROS EN YACIMIENTOS
NO CONVENCIONALES EN VENEZUELA
Liliana López
INTRODUCCIÓN
Los yacimientos convencionales de hidrocarburos, son
los que producen petróleo (crudo y gas) sin la aplicación
de tratamientos de estimulación. Se caracterizan por presentar volúmenes de hidrocarburos de poca extensión,
con permeabilidades altas a medias, lo que permite la
producción a tasas económicas de flujo sin requerir de
métodos de recuperación secundaria, por lo menos mientras se mantenga la presión natural del pozo (Holditch,
2003; Naik, 2013).
Los yacimientos no convencionales de hidrocarburos
(crudo y gas), son los que están en condiciones que no
permiten el movimiento del fluido, debido a la baja permeabilidad de las rocas donde se encuentran, o a la alta
viscosidad de los fluidos. Esto pueden ser descritos como
acumulaciones de hidrocarburos que son difíciles de caracterizar y producir utilizando las tecnologías convencionales para exploración y producción de hidrocarburos
(Holditch, 2003; Ilk et al., 2011; Naik, 2013). Los yacimientos no convencionales incluyen
1. Gas metano en estratos de carbón (coal seam
methane gas: CSMG), el cual es el metano genera
do y atrapado en estratos de carbón,
Energía
171
2. Yacimientos de gases (tigh gas), para los hidrocar
buros en estado gaseoso que se encuentran en ro
cas con una permeabilidad mínima (< 0,1 mD)1,
3. Lutitas gasíferas (shale gas), para el gas en lutitas
de baja permeabilidad,
4. Lutitas bituminosas (oil shale), las cuales contienen
bitumen de alta viscosidad,
5. Arenas bituminosas (tar sands), que contienen bitumen de alta viscosidad, pueden ser arenas impregnadas con crudo, con poca capacidad para fluir,
6. Crudos pesados (heavy oils) de alta viscosidad y
densidad
7. Hidratos de metano (methane hidrates) para el metano atrapado en la estructura cristalina del agua
(Kennicutt et al., 1993, Law y Curtis, 2002;
Bjørlykke, 2010; Dandekar, 2013),
8. Gas biogénico en yacimientos someros (Shurr y
Ridgley, 2002).
Al contrario, los yacimientos convencionales, los no
convencionales son de mayor volumen, pero de difícil
obtención de los hidrocarburos. La producción en los yacimientos no convencionales requiere de métodos especiales, para que la cantidad de hidrocarburos recuperados
sea económicamente rentable. Para ello se aplican métodos de recuperación mejorada que incrementan el flujo
de los hidrocarburo, por disminución de su viscosidad
(para crudos pesados y extra pesados), métodos de
fracturamiento en la roca (para gases), o procesos de
pirólisis e hidrogenación para la formación de hidrocarburos (a partir de la materia orgánica contenida en
lutitas) (Holditch et al., 2007). Basado en la cantidad y
costo de hidrocarburos producidos en yacimientos convencionales y no convencionales, Master (1979) introdujo
el concepto de triangulo de recursos, la figura 1 presenta
este triangulo y su relación con el tipo de yacimiento.
172
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
En Venezuela las acumulaciones de hidrocarburos que
podrían considerarse contenidas en yacimientos no convencionales pueden relacionarse a arenas bituminosas,
crudos pesados a extra pesados, metano en estratos carbón y lutitas gasíferas. La alta demanda de hidrocarburos a nivel mundial y el alto contenidos de yacimientos
con crudos pesados y extra pesados en Venezuela, hace
necesario mantener y aplicar nuevas metodologías para
su explotación. Adicionalmente el interés en el uso del
gas como fuente alterna de energía, requiere conocer
donde pueden ubicarse formaciones geológicas con estratos de carbón que contengan metano o lutitas gasíferas,
que puedan haber generado gases y estos se encuentren
entrampados en las lutitas o en yacimiento cercanos a
estas (gas no asociado).
Con el incremento en la demanda de hidrocarburos
como fuente de energía a nivel mundial, la producción
de hidrocarburos pesados y gas en yacimientos no convencionales en de gran importancia. Venezuela como
país productor de crudos, debe considerar el estudio de
los hidrocarburos contenidos en otros yacimientos no
convencionales, como una fuente de energía alterna y
para el beneficio económico de nuestro país.
En esta sección se presentan algunos aspectos sobre
los yacimientos no convencionales, incluyendo sus características, algunos antecedentes del estudio de yacimientos de hidrocarburos no convencionales en Venezuela y
las perspectivas futuras.
Tipos de yacimientos no convencionales
Gas metano en estratos de carbón (coal seam
methane gas: CSMG): Los carbones y el querógeno2
con alto contenido de materia orgánica terrestre
(querógeno tipo III), son la principal fuente de metano.
Aunque el metano (gas seco) es el principal hidrocarburo
generado de la maduración de los carbones húmicos,
también se pueden generar otros gases como etano, pro-
173
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YACIMIENTOS
CONVENCIONALES
GAS EN ARENAS
COMPACTAS
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GASÍFERAS
GAS HIDRATOS
CRUDOS
PESADOS
Incremento de métodos y
costos de recuperación
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Energía
METANO EN
CARBONES
LUTITAS BITUMINOSAS
Figura 1. El triángulo de recursos para yacimientos de
hidrocarburos (adaptado de Holditch et al., 2007).
pano y butanos (gas húmedo). La cantidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos generados del carbón depende
de la relación H/C del material original. Muchos de los
hidrocarburos líquidos que se generan a partir del carbón, son adsorbidos en los poros y al quedar atrapados
son convertidos en gas con el avance de la maduración
de la materia orgánica (Hunt, 1996). Este gas puede ser
retenido en los carbones debido a la estructura de micro
poros que proporciona un área superficial muy grande
que permite la retención del gas (Bjørlykke, 2010). Otra
fuente de gas es a la materia orgánica diseminada en las
lutitas, correspondiente al querógeno tipo III, el cual es
originado de materia orgánica terrestre y su potencial de
generación está asociado a la formación de gas (Hunt,
174
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
1996). En Venezuela, la Formación Naricual del Terciario (Cuenca Oriental de Venezuela) se caracterizan por
la presencia de querógeno tipo III, y por lo tanto con
un potencial para la generación de gas (Rodrigues et al.,
2009; Quintero et al., 2012). Otras posibles fuentes de
gas son las rocas que han alcanzado una etapa de madurez avanzada, y que independiente del tipo de materia
orgánica precursora, como ya ha ocurrido la generación de
hidrocarburos líquidos, su potencial remanente solo permite
la generación de gas (López, 1997; Liang et al., 2003).
Yacimientos de gases (tigh gas): Son los yacimientos de gas contenidos en rocas sedimentarias (areniscas o calizas), cuya permeabilidad es menor a 0,1
mD. Por lo tanto, para la producción se requiere de tecnologías como el fracturamiento hidráulico (Naik, 2013).
Lutitas gasíferas (shale gas): Son las lutitas ricas
en materia orgánica que fueron soterradas a profundidades que permitieron la generación de hidrocarburos, alcanzando temperaturas para la generación de gas
(Bjørlykke, 2010). Adicionalmente, las lutitas pueden
contener gas en dos formas como gas libre o adsorbido.
Las moléculas de gas adsorbido se adhieren a la superficie de los compuestos orgánicos y se requiere una reducción de la presión para iniciar la desorción. Como consecuencia, el gas desorbido puede moverse lentamente a
través de la matriz de las lutitas por difusión hasta llegar
a las fracturas (Forgotson, 2006).
. Lutitas bituminosas (shale oil): Son rocas fuente de petróleo del tipo lutitas (shale) o calizas (mudstone) de grano muy fino, con alto contenido de carbono
orgánico (COT). Con este término se describe a las rocas
sedimentarias de grano muy fino que contiene volúmenes
relativamente grandes de querógeno inmaduro, es decir,
que no alcanzó condiciones de temperatura para la generación de hidrocarburos (Bjørlykke, 2010; Allix et al., 2011).
Arenas bituminosas (tar sands- oil sandbituminous sand): Son yacimientos de areniscas a
Energía
175
poca profundidad (< 2 Km) y a bajas temperaturas (<
80 °C), donde los crudos puedes estar biodegradados. Son
crudos de alta viscosidad, ricos en resinas y asfaltenos,
con alto contenido de compuestos aromáticos y nafténicos (Bjørlykke, 2010). Por lo tanto, este tipo de yacimiento puede contener crudos pesados y extra pesados.
Crudos pesados y extra pesados (heavy oils):
Las principales acumulaciones de crudos pesados y extra
pesados en Venezuela se encuentran en la Faja Petrolífera del Orinoco (Fiorillo et al., 1983). Estos crudos están
en yacimientos someros y son el producto de procesos de
biodegradación, que trae como consecuencia la disminución de las fracciones de menor masa molecular (hidrocarburos saturados y aromáticos) respecto a las de
mayor masa molecular (resinas y asfaltenos) en los crudos (Audemard et al., 1987; Alberdi et al., 1996; López y
Lo Mónaco, 2010). Son crudos de alta viscosidad (2000
a 8000 cP)3 y baja gravedad API (4-16 API) y como
consecuencia el crudo debe ser calentado para reducir la
viscosidad y así permitir el movimiento a los pozos productores.
Hidratos de metano (methane hidrates): Son
sólidos cristalinos con gas (principalmente metano), rodeados de agua. Son estructuras estables a altas presiones y bajas temperaturas. El CH4 en hidratos puede ser
de origen biogénico 4 o termogénico5 (Kennicut et al.,
1993; Bjørlykke, 2010)
Gas biogénico en yacimientos someros: Es el
metano producido por bacterias, puede ser un recurso
renovable, aunque su tasa de acumulación es lenta en
comparación a su consumo (Bjørlykke, 2010).
Situación actual/proyectos en desarrollo
Fiorillo (1987) estimó la cantidad de hidrocarburos en
la Faja del Orinoco en 1180 billones barriles de crudo
(BBO), los valores revisados por PDVSA en el año 2006,
estiman un valor superior a 1300 BBO (González et al.,
176
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
2006), mientras que Schenk et al. (2009), lo estiman
con un valor máximo de 1300 BBO. Por otra parte,
Schenk et al. (2009), presentan los valores estimados por
otros autores para el factor de recobro de crudos de la
Faja utilizando pozos horizontales, con un mínimo de
15% mediante producción en frio, un 45% con métodos
térmicos de recuperación y un 70% utilizando estimulación con vapor junto con otros métodos de recuperación.
De acuerdo a Stark et al. (2007), la producción de
crudos de la Faja en el año 2000 creció a aproximadamente 80 millones de barriles y se incrementó a cerca de
240 millones en el 2005. Durante el año 2005, PDVSA
anunció planes para acelerar a una producción anual de
200.000 barriles por día a partir de 2008 y el objetivo
de llegar a 1,9 millones de barriles por día en el 2012.
Esto se logaría a través de pozos horizontales multilaterales, y las tecnologías de mejoramiento in situ se llevarían
a cabo para lograr los aumentos de producción previstos.
En relación a la producción de gas metano de carbones, es poco lo que se refiere a este tema en Venezuela.
Canónico et al. (2004), estudiaron carbones de las formaciones Marcelina (Paleoceno), Carbonera (EocenoOligoceno), Cerro Pelado (Mioceno) y el Grupo Orocué
(Paleoceno), pero estos resultados se enfocaron al estudio
para su potencial como rocas generadoras de crudo, sin
considerar el potencial para la generación de gas. Canónico
y Tocco (2003) también presentan resultados sobre la capacidad de generación de gas de carbones y lutitas carbónicas, basado en la composición de los gases obtenidos por
experimentos de pirólisis, por ejemplo los carbones de la
Formación Cerro Pelado, generan grandes cantidades de
CO2, debido a su composición húmica y su baja madurez,
mientras que los de Formación Carbonera producen cantidades relativamente altas de gases en el intervalo C1-C5.
Una nota reciente de Rodríguez (2013), indica que
Venezuela es la segunda nación de América del Sur con
las mayores reservas de crudos en yacimientos no con-
Energía
177
vencionales, de acuerdo a lo publicado por la Administración de Información de Energía de Estados Unidos
(EIA). De acuerdo a los cálculos de la EIA, en la cuenca
del lago de Maracaibo, Venezuela cuenta con 13400 millones de barriles de crudos en lutitas bituminosas y
aproximadamente 167 billones de pies cúbicos de gas en
lutitas gasíferas, sin cálculos de las posibles reservas de
crudo y gas que puedan encontrarse en la cuenca Oriental de Venezuela, lo que puede incrementar el número de
reservas de crudo y gas en lutitas en Venezuela.
Rodríguez (2013), también menciona que Venezuela no
ha planificado proyectos relacionados a la exploración y
producción de yacimientos no convencionales en su informe de gestión PDVSA, 2012 o en el Plan Siembra
Petrolera 2013-2019.
Sin embargo, algunas notas que pueden encontrarse
en internet, señalan que Venezuela a través de PDVSA,
apoyará a Argentina en el desarrollo de yacimientos de
lutitas bituminosas (Vaca Muerta), pero no se encuentra
información sobre el desarrollo de yacimientos no convencionales en Venezuela, a excepción de los relacionados a crudos pesados y extra pesados.
Por otra parte, a pesar de las grandes reservas de gas
en Venezuela, una gran cantidad se utiliza para la reinyección en pozos y recuperación de crudo. Debido a la
disminución de la producción en muchos yacimientos,
el uso de gas natural para la recuperación mejorada ha
aumentado en más de un 50 por ciento desde 2005.
Para satisfacer la creciente demanda industrial, Venezuela
importa gas desde Colombia y Estados Unidos (EIA, 2013).
En la actualidad, Venezuela está trabajando para aumentar la producción de gas no asociado, en gran parte
por el desarrollo de sus reservas costa afuera. Se han
adjudicado bloques de exploración a compañías petroleras internacionales (Total, Statoil y Chevron), en la Plataforma Deltana, Mariscal Sucre, y las áreas BlanquillaTortuga fuera de la costa noreste de Venezuela. También
178
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
ha adjudicado bloques exploratorios a Gazprom y
Chevron para desarrollar el potencial de 26 billones de
pies cúbicos de gas bloques en el Golfo de Venezuela, en
la parte noroccidental del país (EIA, 2013).
La exploración costa afuera, ha producido hallazgos
exitosos, incluyendo Repsol-YPF y el descubrimiento de
6-8 billones de pies cúbicos de gas natural recuperable
en el bloque Cardón IV en el Golfo de Venezuela por
ENI. Adicionalmente, PDVSA había encontrado un campo con un potencial de 7,7 billones de pies cúbicos en reservas de gas Tía Juana Lago, en la zona Sur (EIA, 2013).
Sugerencias y Propuestas
El estudio de las arenas bituminosas, es un tipo de
yacimientos no convencionales de gran importancia
mundial, cuyo estudio se ha desarrollado durante muchos años, un ejemplo de esto, son las arenas bituminosas de Alberta Canadá, desarrolladas por décadas y
cuyos resultados, en la década de los setenta puede
revisarse en Strausz y Lown (1978). La principal fuente
de este tipo de yacimientos es la Faja Petrolífera del
Orinoco, cuyo desarrollo está dividido en pequeños bloques que representan un gran número de compañías petroleras a través de las empresas mixtas y es por lo
tanto el mas estudiado y desarrollado.
Otros tipos de hidrocarburos en yacimientos no convencionales incluyen metano en estratos de carbón y
lutitas gasíferas, los cuales deben ser desarrollados en
Venezuela. Aunque actualmente existe un interés en desarrollar los yacimientos de gas, es necesario incrementar la exploración y conocer las estrategias de
producción. Para el desarrollo de gas costa en Venezuela
se requiere de empresas mixtas, cuyos socios tengan la
experiencia en el desarrollo de estos yacimientos y la
producción de gas no asociado EIA (2013)
Por otra parte, existen en Venezuela las lutitas bituminosas? Su estudio requiere de tecnologías que permi-
Energía
179
tan a través de un proceso industrial no convencional, la
producción de crudo. Este proceso convierte el querógeno
presente en las lutitas bituminosas en petróleo a través
de pirolisis, hidrogenación, o disolución térmica. El crudo
de las lutitas es utilizado como combustible y debe cumplir las especificaciones de materias primas de refinería
mediante la adición de hidrógeno y la eliminación del
azufre y las impurezas de nitrógeno (Forgotson, 2006).
Hay que considerar que si Venezuela cuenta con otros
tipos de yacimientos no convencionales, se requieren de
las tecnologías para su producción, las cuales son de alto
valor económico. A pesar de ello, el desarrollo a nivel
mundial de estos tipos de yacimientos, llama la atención
de los países como el nuestro, donde la principal producción está en los crudos, con énfasis al desarrollo y producción de los crudos pesados de la Faja Petrolífera del
Orinoco. Por lo tanto, si está el futuro energético en la
producción de gas se requiere que nuestro país apunte
hacia ese camino ya que nuestras reservas son alas, pero
es necesario su desarrollo y producción como una fuente
económica alterna.
(NOTAS)
mD = mili Darcy, la unidad de permeabilidad utilizada en
yacimientos de petróleo y agua, que expresa la capacidad de
un fluido para fluir a través de un medio poroso.
1
Es la materia orgánica en rocas sedimentarias que puede
generar crudos y gas natural Es el resultado de la preservación y acumulación de materia orgánica en sedimentos
(Vandenbroucke y Largeau, 2007).
2
3
cP: Centipoise, medida de viscosidad.
4
CH4 biogénico: originado por bacterias.
CH4 termogénico: originado por maduración de la materia orgánica (temperatura).
5
180
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
VI. GAS NATURAL UNA ALTERNATIVA
ENERGÉTICA EN CRECIMIENTO:
OPCIONES DE VALORIZACIÓN
Mireya R. Goldwasser y Daysi Rojas
INTRODUCCIÓN
El gas natural (GN) es una de las fuentes más
importantes de energía no renovables y, aunque su composición varía de acuerdo a su procedencia, el metano es
su componente mayoritario (70-95%). Es considerado
como uno de los combustibles fósiles más limpios ya que
su uso produce menos CO2, SO2 y NOx que otros combustibles fósiles y adicionalmente, tiene el más bajo contenido C/H limitando así, los efectos negativos sobre el
medio ambiente.
El GN es ampliamente utilizado como combustible
para la generación de potencia, debido a sus bajos costos
y a la alta eficiencia en sistemas de generación como el
ciclo combinado, así como, para la producción de hidrógeno, usado en las celdas de combustible para la producción de energía eléctrica.
Como consecuencia del incremento en la I&D de
fuentes adicionales de GN denominadas “no convencionales”, tales como el gas de baja permeabilidad (tight
gas), gas de lutitas o gas pizarra (shale gas), el metano
de lechos de carbón (coal bed methane), y los hidratos
de metano, presentes fundamentalmente en el sedimento
del fondo de los océanos, y en el subsuelo congelado
permanentemente, como el caso de las regiones polares,
Energía
181
el GN constituye una reserva energética muy superior a
la actual, siendo necesario que, además de su desarrollo
para la producción de electricidad, se valorice/monetice,
mediante su transformación en productos líquidos de fácil transporte. Además, debido a sus grandes reservas,
bajo costo (técnico y financiero), compatibilidad medioambiental y alto contenido de metano, el GN es la materia prima más eficiente para la producción alternativa
de energía y para la obtención, directa o indirecta, de
productos finales de alto valor agregado. El GN ofrece
una opción asequible, disponible y ambientalmente aceptable para satisfacer las demandas energéticas actuales,
ayudando además a satisfacer la creciente demanda
mundial por una energía más limpia en el futuro, por lo
que se prevé que sustituya al petróleo a largo plazo.
La tecnología de valorización de GN más importante
consiste en convertir el, metano, en monóxido de carbono e hidrógeno (gas de síntesis), seguida de una reacción
catalítica para la formación de:
o hidrocarburos de alto peso molecular, los cuales posteriormente se separan y mejoran hacia productos
tales como gasolina, diesel o ceras;
o metanol el cual adicionalmente se puede convertir
en gasolina;
o hidrógeno que puede usarse para la producción de
amoníaco, y
o olefinas como etileno para uso industrial.
Además, dada su importancia en el transporte y en los
sectores industriales, los combustibles fósiles han sido y
continúan siendo los de mayor uso en la matriz energética mundial. De acuerdo a la Agencia de Información
de Energía de EE.UU (EIA, 2013) el consumo de energía a nivel mundial crecerá un 56% entre el 2010 y
2040. Sin embargo, el petróleo registrará una contracción de 5% en la matriz energética del 2035 respecto al
2009, mientras que el GN alcanzará una participación
182
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
del 23% sobre una demanda energética total anual estimada en 16.961 millones de toneladas equivalentes de
petróleo, de acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2011).
5000
4000
3000
2000
Mtoe
1000
0
1980
1990
Petróleo
Gas
Carbón
2000
2010
Biomasa
Nuclear
2020
2030 2035
Hidraúlica
Otros Renovables
Figura 1. Demanda Mundial de Energía Primaria _ IEAWEO
2011 (Adaptado de eni.com, 2012)
El GN es el combustible fósil de mayor expansión (figura 1), las reservas mundiales superan actualmente los
6.000 trillones de pies cúbicos (TPC), de los cuales los
países de la ex Unión Soviética poseen el 37%, y el Medio Oriente 35% del total, con una cantidad similar estimada para el gas de lutitas (BP/IEA, 2012).
El GN es el combustible cada vez más preferido para
la generación de electricidad, la empresa consultora
Black & Veatch (bv.com, 2012) pronostica que para el
Energía
183
año 2034 casi la mitad de toda la electricidad de
EE.UU. provendrá de la quema de GN. Así mismo,
ENI estima que la demanda global de GN aumentará de
3,1 a 5,1 tcm en 2035, con una tasa media de aumento
de 2% por año (ENI, 2012) y con una marcada tendencia a la sustitución de combustibles fósiles como el petróleo y el carbón, por otras fuentes de energía más
limpias como el GN. La generación de energía eléctrica
a partir de GN a nivel mundial ha tenido un fuerte
crecimiento, aumentando en un 9% entre 2009 y 2010,
a 4.768 TWh (IEA, 2012) y más del 5% entre 2010 y
2012 y se estima que el consumo prácticamente se duplique de 4,6 billones de pies cúbicos (BPC) en 2007 a 8,6
en 2035, según informe de la Agencia de Información de
Energía de EE.UU (EIA, 2010). La producción de gas
con un alto índice de líquido y el gran número de pozos
excavados en los últimos años, contribuyen de manera
importante a la situación actual de la oferta (BP, 2013,
EIA, 2013).
Los nuevos avances en la extracción de gas de lutitas
han permitido un aumento en la producción de GN provenientes de esta fuente, generando un exceso en el suministro de GN, lo que se traduce en una baja en los
precios en Norteamérica, (Hatch Ltd de Calgary, Alberta,
Canadá., Salehi, et al., 2013). Además, la tecnología que
utiliza el GN como energía primaria presenta una alta
eficiencia debido a la utilización de la generación de
energía distribuida y recuperación de calor; por lo tanto,
es una tecnología de conservación de energía prometedora, que puede reducir las emisiones contaminantes y en
consecuencia, proteger el medio ambiente.
Sin embargo, el cambio climático que está ocurriendo
a nivel mundial en los últimos años, demanda una evolución en la tecnología de obtención de energía más
amigable con el ambiente a partir de combustibles fósiles, ya que estos seguirán siendo la fuente dominante de
energía proyectada hasta el año 2030 (Rostrup-Nielsen,
2003, Olah, 2004). Esta situación obliga al desarrollo de
184
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
nuevas tecnologías y procesos para la síntesis de combustibles ultra-limpios. Dentro de este contexto, el GN se
considera como uno de los combustibles fósiles más limpios y amigables con el medio ambiente, las plantas de
energía de eléctrica con base en GN emiten alrededor de
la mitad del CO2 de las centrales eléctricas de carbón;
además, el GN complementa la energía eólica y solar,
mediante un respaldo de suministro más flexible cuando
el viento se detiene o se pone el sol (Shell Global, 2013).
Así mismo, el metano, principal componente del GN, es
el precursor óptimo para la producción de hidrógeno debido a que su relación H/C= 4, es la más elevada de
todos los precursores, y por tanto, se emite una menor
cantidad de CO2 por unidad de volumen de H2 producido, en comparación al carbón y los destilados medios de
petróleo. Una mayor utilización del GN como fuente de
energía permitiría limitar los impactos negativos sobre el
medio ambiente tales como: la lluvia ácida, el deterioro
de la capa de ozono o los gases de efecto invernadero;
por estas razones, se prevé que a partir del primer cuarto
del siglo XXI, el GN pase a tener un papel preponderante en la matriz energética mundial superior a la del petróleo (Hernández y Martínez, 2013).
El GN es un recurso versátil, tanto energético como
petroquímico y siderúrgico, por lo que además de su utilización como combustible para la generación de electricidad y calentamiento, es materia prima para las industrias químicas, petroquímicas, del plástico y del caucho
para la obtención de productos finales tales como pinturas, fertilizantes, plásticos, anticongelantes, colorantes y
películas fotográficas. Se estima que esta situación continúe hasta el año 2035, cuando 39% del suministro mundial de gas se consuma con fines industriales.
Aun cuando el futuro del uso del GN está determinado por su relación de costo con el crudo, su menor impacto en el medio ambiente, su menor costo para producir hidrógeno y combustibles más limpios, hacen indispensable su valorización y desarrollo.
185
Energía
Situación Actual/ proyectos en desarrollo
La intensificación en las actividades de investigación y
desarrollo (I & D) para producir combustibles líquidos y
productos químicos a partir de materia prima diferente
al petróleo, surge como una respuesta al incremento del
precio del crudo durante la década de los años 70. El
aumento en las emisiones de los gases de efecto invernadero de origen antropogénico, ha incentivado la creación
de líneas de investigación que persiguen ofrecer soluciones técnica y económicamente viables, para el control y
la disminución de emanaciones de gases como monóxido
y dióxido de carbono. La conversión de GN en gas de
síntesis (Syngas), una mezcla de H2 y CO, ha sido considerada como una de las rutas más promisorias en este
sentido. Entre los usos alternativos de GN destaca la
transformación a Syngas, mediante el reformado de metano y su conversión a productos químicos y combustibles líquidos, mediante el proceso gas a líquidos (GTL),
como se muestra en la Figura 2.
Procesos de Conversión
Opciones de Uso
Gas
Natural
Electricida
Electricidad
Syngas
d
GNL
Gas
Natural
Químicos
Químicos
Combustibl
Combustibles
esLíquidos
Líquidos
Fischer
Tropsch
Metanol
Hidrógeno
Diesel
Gasolina
Amoniaco
Nafta
DME
Refinería
Transporte
Jet Fuels
de
Olefinas
Celdas de
combustible
Figura 2. Opciones de uso y procesos de valorización
Gas Natural (Adaptado de ADI Analytics, 2012).
186
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Producción de gas de síntesis-Syngas
El Syngas se puede obtener a partir de una variedad
de hidrocarburos, que van desde el GN (metano) hasta
líquidos con base en petróleo (ej., nafta y residuos pesados), e incluso sólidos como el carbón y el coque de
petróleo. Su producción representa más de la mitad del
costo de capital de los procesos para la obtención de productos finales en la tecnología GTL. Se prevé que ocurran importantes avances en la etapa de conversión de
GN en Syngas, ya que además de ser usado en la tecnología GTL vía síntesis Fischer-Tropsch (FT), es la alimentación de numerosos procesos químicos y petroquímicos. Entre los procesos para producir Syngas a partir de GN, se incluye el reformado con vapor de agua
(SMR), el reformado autotérmico (ATR), el reformado
combinado y el reformado seco con CO 2 (DMR), así
como la oxidación parcial catalítica y no catalítica (gasificación). Inicialmente, el GN es desulfurado (endulzamiento) y luego pre-reformado para producir una corriente de alimentación para el reformador. El SMR, el
DMR y la oxidación parcial producen Syngas con composiciones de H2/CO diferentes: > 3, <1 y <2 respectivamente. El reformado combinado ya sea con O2/H2O o
CO 2/H 2O y el ATR, una combinación del SMR y la
oxidación parcial, pueden conducir a la composición deseada de Syngas.
La elección de la tecnología para la generación de
Syngas está fuertemente influida por la materia prima de
partida, así como por la composición del gas de síntesis
(relación H2/CO) que mejor se adapte al proceso de obtención del producto final requerido: metanol, amoniaco,
hidrocarburos líquidos e hidrógeno. Aun cuando los diferentes procesos de generación de Syngas tienen distintas
ventajas, el SMR siendo el más conocido, aun permite
mejoras del proceso, y además, no incluye la construcción de plantas de oxígeno que son intensivas en costos
de capital y energía. Similarmente, la producción de
Syngas depende fuertemente del desarrollo de catali-
Energía
187
zadores de reformación altamente activos, selectivos y
con alta estabilidad en el tiempo, gracias a su menor
sensibilidad para la formación de coque, principal responsable de la desactivación, lo cual permite optimizar el
proceso logrando una disminución en el consumo de
energía (García et al., 2011, Goldwasser et al., 2005,
Valderrama et al., 2013). Mediante la integración de
nuevos materiales catalíticos y de la ingeniería de procesos permitirá obtener procesos multifuncionales.
Una de las tecnologías más promisorias es el uso de
reactores de microcanales (Microchannel Process
Technology, MPT) debido a la naturaleza modular del
proceso y a la posibilidad de disminución de la capacidad
de las plantas de reformado, lo que podría significar
una reducción de costos con respecto al proceso convencional a todas las escalas. En el proceso MPT, el GN y el
vapor se convierten, en una primera etapa, en un reactor calentado por gas combustible y por el calor excedentario del proceso FT. La relación H2/CO se ajusta a
la relación deseada por separación con membrana produciendo algo de gas combustible para el reformador y
una corriente de H2 para usar en la etapa del proceso de
mejoramiento de los productos.
En este sentido, el consorcio Air Products/DOE (Air
Products, 2008) está desarrollando membranas cerámicas o de transporte iónico (Ion Transport Membranes,
ITM), con el propósito de disminuir los costos de la producción de Syngas a partir de metano y oxígeno, eliminando la necesidad del uso de la costosa unidad de
separación del oxígeno del aire. Cuando esta tecnología
esté disponible comercialmente se podrán reducir 50% los
costos del reformado, es decir, 25% de los costos de capital de los procesos GTL. Adicionalmente, el proceso ITM
puede adaptarse bien al concepto modular, permitiendo
la creación de módulos de reformado que podrían producirse en grandes cantidades lo cual reduciría de manera
adicional los costos y flexibilizaría el tamaño de las plantas. Aun cuando esta tecnología está bien probada, el
188
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
problema sigue siendo la manufactura de las membranas
de tamaño comercial, para plantas que manejen un promedio de 100 millones de pies cúbicos/día de gas. La
planta de demostración de la tecnología ITM de Air
Products, está en la etapa final de pruebas, y tiene un
tamaño ideal para plantas pequeñas de FT con base en
GN (<10 millones de pies cúbicos/ día, es decir, 1.000
barriles/día).
Análogamente, la compañía escocesa Gas2 en Aberdeen
(Gas2, 2013) ha desarrollado un catalizador cerámico de
membrana porosa (pMRTM) que se utiliza en el reformado de GN (Syngas) y reactores para producir hidrocarburos líquidos GTL (Fischer Tropsch).
Existen otras industrias que no hacen públicos sus desarrollos, pero se conoce que trabajan en tecnologías similares a ITM, e incluso tienen progresos próximos a los
de esta tecnología.
Síntesis Fischer-Tropsch. Transformación de
gas en líquidos. Proceso GTL
Actualmente, Sudáfrica es líder mundial en producción
de combustibles líquidos a partir de Syngas. Sasol, la
compañía productora de combustibles sintéticos del país,
produce unos 126.750 barriles/ día (B/D) de hidrocarburos líquidos a partir de gas derivado del carbón, en dos
plantas gigantescas situadas en Sasolburg y Secunda en
Sudáfrica y en una tercera planta en Qatar produce
34.000 B/D (ORYX GTL, 2012). Asimismo, Sasol anunció la construcción de una planta de 96.000 B/D en
Luisiana, USA y un proyecto pionero GTL en Canadá.
PetroSA (Sudáfrica) produce 22.500 B/D utilizando GN
convencional enviado por gasoducto desde Mozambique.
En el 2011, Shell puso en funcionamiento en Ras Laffan
Industrial City, Qatar, una planta de gas a líquidos
(Pearl GTL) que produce 140.000 B/D, la cual es la más
grande en funcionamiento en la actualidad.
Energía
189
Actualmente, los procesos GTL están siendo considerados activamente para el uso de grandes reservas de gas
remoto, así como de pequeñas reservas de gas recuperables (> 1.000 millones, <10.000 millones de pies cúbicos
estándar), los cuales no pueden conectarse de manera
económicamente factible a un gasoducto, pero que pueden mediante su conversión, cubrir las necesidades energéticas de una comunidad o sitio industrial remoto. La
integración de los procesos de obtención de Syngas y la
tecnología FT, representa un reto importante para los
procesos GTL, los avances tecnológicos en las dos primeras etapas del proceso han significado mejoras en las
eficiencias de conversión de GN o carbón, así como una
disminución de los costos de capital. Las compañías con
historia comercial en GTL, Sasol y Shell, así como BP,
Syntroleum, ExxonMobil, Rentech y ChevronTexaco, han
llevado a cabo avances en el diseño de equipos más
grandes, en desarrollo de catalizadores y en las condiciones de operación, en un intento por mejorar la economía
de la tecnología GTL. Otro factor clave que impulsa GTL
es la necesidad de disminuir el quemado del gas asociado.
La diferencia entre los precios del petróleo y el gas
hacen que la conversión de GN en productos derivados
del petróleo (GTL), mediante el proceso FT, sea una alternativa comercial atractiva para los productores de
GN. Además, avances recientes en la tecnología FT establecen una solución potencial para el mercado de gas
distribuido y de menor escala. Las condiciones más importantes para la factibilidad económica de estos proyectos de baja capacidad son la disponibilidad de alimentaciones a bajo costo y el precio de los destilados. Los
altos costos de capital de las plantas GTL, implican que
plantas de baja capacidad ofrecen pocas posibilidades de
ser económicamente factibles si se construyen usando
tecnologías convencionales del tipo de refinación de petróleo. Por esta razón, surgen nuevas estrategias tales
como la construcción de plantas con unidades modulares que contienen las principales operaciones unitarias
190
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
para la generación del Syngas por reformado con vapor
y la síntesis FT en un solo reactor. El desarrollo de este
enfoque del proceso significaría, una ruta más ventajosa
para convertir reservas relativamente pequeñas de gas
remotas o subutilizadas, y está siendo desarrollada entre
otras empresas por Velocys inc, Ohio, USA.
Oportunidades de Investigación y Desarrollo
Los combustibles sintéticos GTL son “ultra limpios”,
en el sentido que contienen cantidades despreciables de
azufre y compuestos aromáticos, y específicamente el
diesel producido genera una cantidad menor de particulados que el diesel convencional de refinería. Una vez
introducidos en el mercado, la demanda será mayor que
la capacidad de producción instalada, y esta situación
incentivará económicamente nuevas tecnologías y mejoras del proceso. La reivindicación de los beneficios que
producen los combustibles GTL con respecto a la disminución de los contaminantes NOx, CO y particulados, se
encuentra amortiguada, debido a la obligación próxima
de la introducción de motores diesel “muy limpios”, que
a su vez coincidiría con la introducción práctica de plantas pequeñas para la producción de diesel GTL. Sin embargo, para cumplir con las estrictas regulaciones de
emisiones de la Agencia de Protección Ambiental (EPA,
2012), las modificaciones requeridas en los motores son
necesarias aun funcionando con combustible GTL.
Entre las oportunidades de investigación es importante
el desarrollo de nuevos conceptos y metodologías en
áreas de petroquímica, reformado de GN/GTL y la generación de hidrógeno, profundizando en I&D de nuevos
materiales catalíticos y de la cinética de las reacciones
involucradas, particularmente en aquellas donde la desactivación de los sistemas catalíticos es significativa. Limitaciones de transferencia de masa y calor reducen la
eficiencia de los grandes reactores convencionales utilizados para F-T y reacciones de SMR. El uso de reactores
de microcanales permite intensificar en gran medida las
Energía
191
reacciones químicas las cuales proceden de 10 a 1000
veces más rápido que en los sistemas convencionales.
Dentro de este contexto, la compañía escocesa Gas 2
(Gas2, 2013) está desarrollando la próxima generación
de la tecnología GTL a partir de GN con un programa
de prueba que está en marcha en su nueva planta piloto.
Se trata de una solución técnica alternativa a otros desarrollos de plantas GTL pequeñas y medianas en base al
desarrollado un catalizador cerámico de membrana porosa.
Similarmente, ENI, en colaboración con IFP/Axens,
ha desarrollado una tecnología patentada GtL, mediante
el cual el GN se transforma primero en Syngas y luego
en una mezcla de hidrocarburos parafínicos lineales mediante el uso de un catalizador sobre la base de Co en
un reactor “slurry” de burbujas en suspensión. Luego,
mediante una etapa final de reacciones de hidrocraqueo/
isomerización, finalmente se obtiene combustible diesel
de alta calidad con un índice de cetano alto (ENI, 2012).
Esta tecnología patentada es una de las opciones para
explotar los recursos significativos de GN y simultáneamente producir combustible diesel de la más alta calidad,
sin emisiones contaminantes significativas. De acuerdo a
Seguineau, J-M, (TOTAL, 2008) las tecnologías de conversión de GN dan como resultado productos de valor
agregado, especialmente en un escenario de altos precios
del petróleo.
El resultado que emerge es que existen recursos y
condiciones bajo las cuales una planta GTL pequeña
puede ser rentable, y que el alto costo del petróleo, las
largas distancias de fuentes energéticas convencionales y
los recursos de gas no valorizados, contribuyen con la
factibilidad económica de las plantas GTL. La adición de
créditos por electricidad, vapor, agua y, a veces consideraciones ambientales, simplemente mejoran la factibilidad económica. Adicionalmente, para alcanzar autonomía y rentabilidad de estas plantas pequeñas, se requiere ajustar la escala de la planta a las necesidades
192
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
locales y considerar todos los productos obtenidos, incluso la nafta. El futuro de la tecnología GTL, parece estar
ligada con el GN remoto de bajo costo, o del gas asociado con la producción de crudo y que actualmente está
siendo quemado, pero que no justifica el costo de las
instalaciones y la escala de LNG o los gasoductos. En
estos casos GTL es una vía económicamente factible de
convertir el GN en combustibles líquidos, o en una corriente de alimentación de refinería que puede ser fácilmente transportada.
Situación en Venezuela
Venezuela posee las mayores reservas de GN en
Sur y Centro América con un total de reservas probadas
de alrededor de 200 TPC, lo que sitúa al país en la octava posición entre los 10 primeros países por reservas de
GN (BP Statistical Review of World Energy, 2010). Esta
situación representa una oportunidad de inversión importante con la participación de empresas extranjeras en el
sector de gas; sin embargo, el 90% de la producción actual de GN en Venezuela está asociada a la producción
de petróleo y, siendo PDVSA el principal consumidor, lo
utiliza fundamentalmente para la reinyección con la finalidad de mantener la producción de petróleo y en la
petroquímica. Además, la mayor parte del GN no asociado se encuentra en campos costa afuera, en los cuales
PDVSA tiene poco desarrollo tecnológico y poca experiencia (Embassy of the Kingdom of the Netherlands in Caracas, 2011). Sin embargo, hasta ahora, la producción de
GN ha sido relativamente poco importante en Venezuela,
utilizado principalmente para el consumo interno. Sin
embargo, la presentación del ‘Plan Siembra Petrolera’
(PSP), en el año 2005, para el período 2005-2030, hace
mucho más énfasis en el GN. De acuerdo a este plan,
PDVSA ejecutará enormes proyectos de GN, sobre todo
en alta mar.
El potencial de reservas de GN en Venezuela se ha
incrementado recientemente debido a nuevos descubri-
Energía
193
mientos. De hecho, debido al aumento de la demanda
interna de GN, PDVSA realizará proyectos de desarrollo
de GN, especialmente costa afuera en la costa oriental:
Plataforma Deltana, con una producción planificada de
1,47 billones de pies cúbicos (BPC)/día y Mariscal Sucre
con 1,2 BPC/día, y en la región occidental: Plataforma
Rafael Urdaneta con una producción esperada de 1 BPC/
día. Se esperan desarrollos posteriores en la Península de
Paraguaná, en el noroeste de Venezuela (Embassy of the
Kingdom of the Netherlands in Caracas, 2011).
En marzo de 2010, un proyecto desarrollado por
PDVSA y Chevron llevó al descubrimiento de un yacimiento de gas de 7 BPC, y en Noviembre de 2010, una
empresa conjunta de ENI y Repsol certificaron la existencia de 14 TPC de GN en alta mar en el oeste del país
(Embassy of the Kingdom of the Netherlands in Caracas,
2011). Similarmente, el Instituto Baker de Houston estima que Venezuela junto con Irán y Nigeria aportarán el
26 por ciento de la producción mundial de LNG
(Bianchi, 2012). Así mismo, la Agencia Internacional de
Energía proyecta una tendencia creciente sostenida para
Venezuela, con un crecimiento anual compuesta de
4,55%, mostrando una aceleración considerable a partir
de 2025 y una moderación en el crecimiento en 2030
(IESA, 2012).
En relación a la existencia de gas de lutitas en Venezuela, los recursos se encuentran localizados en el Occidente del país, en la Formación La Luna en el Lago de
Maracaibo. Se presume la existencia también en el
Oriente del país, pero no existen datos reportados hasta
la fecha; la Formación Carapita que se extiende por todo
el norte del estado Monagas y el sur de Sucre, se estima
que es una gigantesca acumulación mayormente de gas
de lutitas (González Cruz, 2013).
Actualmente Venezuela no solo no exporta GN, sino
que además importa un promedio de 187 millones de
pies cúbicos diarios de Colombia a través del complejo
194
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Antonio Ricaurte Trans Caribe Pipeline. De acuerdo a
datos publicados por El Nacional el 26 de Junio del
2013, el consumo total de gas entre la producción nacional y la importada alcanzan a 7,5 millardos de pies cúbicos/día. Según este artículo, las ventas de GN de Ecopetrol y Chevron a PDVSA son de 5,89 dólares por cada
millón de BTU de gas, el cual se vende en Venezuela en
75 centavos de dólares/millón de BTU colocado en el
mercado interno, originando una pérdida superior a 5
dólares por cada millón de BTU (El Nacional, 2013).
Similarmente, el desarrollo de fuentes de gas “no convencional” originará la pérdida de supremacía de Venezuela en lo concerniente a reservas de gas natural (convencional y no convencional) al pasar a ocupar el cuarto
lugar por debajo de Argentina, México y Brasil
(Hernández, N. y Martínez, J. L., 2013).
Resulta paradójico que aun cuando Venezuela importa
GN de Colombia para suplir las necesidades energéticas
del estado Zulia, haya firmado un convenio con la compañía YPF de Argentina para suministrarle GN. Además,
Venezuela no promueve la valorización del GN mediante
el desarrollo de procesos de para la obtención de productos de mayor valor agregado. Solo grupos de investigación de las universidades autónomas realizan I & D en
colaboración con universidades de Brasil, Francia y España (Pérez-Zurita et al., 2003, Goldwasser et al., 2004
y 2005, Hori et al., 2008, Lira, et al, 2008, Rivas et al.,
2008, García et al., 2011, Valderrama et al., 2013)
Sugerencias y propuestas
La I & D que tienda hacia la satisfacción de necesidades nacionales y que contribuya a la disminución de la
dependencia tecnológica a corto, mediano y largo plazo,
debe constituir un área prioritaria para un país en vías
de desarrollo.
Para el logro y desarrollo de las sugerencias propuestas a continuación, es necesario la creación de grupos
Energía
195
multidisciplinarios del sector científico e industrial capaces de producir nuevos conocimientos y productos tecnológicos competitivos en los mercados mundiales de tecnología energética, para lo cual es necesario invertir
substancialmente en I&D y propiciar la cooperación entre instituciones tales como universidades y centros de
investigación con corporaciones y consorcios tecnológicos.
Entre las sugerencias y propuestas para la valorización
de GN podemos citar la generación de hidrógeno, la obtención de productos químicos y nuevos desarrollos en el
área de catalizadores y procesos. Para ello es necesario
llevar a cabo I & D en tecnologías catalíticas que conduzcan a una mayor flexibilidad y a menores costos de
capital para la producción de H2 y gas de síntesis. Los
retos incluyen reformadores compactos, nuevos diseños
de plantas y procesos para obtener respuestas rápidas a
bajos tiempos de residencia, habilidad en el manejo de
reacciones exotérmicas muy rápidas, uso de aire para la
oxidación parcial, lo que llevaría a sistemas de reformado y de vapor más pequeños (miniaturización).
La valorización del GN incluye:
Generación de hidrógeno
1. Reformar el GN para obtener hidrógeno que alimentaría las celdas de combustibles que actualmente son
elementos en desarrollo para generar energía limpia.
2. Generación in situ (a bordo) de hidrógeno que en
combinación con el diesel ultra limpio (autos híbridos) contribuirían en la protección del ambiente.
3. El hidrógeno es a su vez necesario para las reacciones de mejoramiento de crudos: hidrotratamiento e hidrocraqueo.
Tecnología GTL
Simultáneamente con su uso como fuente de energía,
el GN está progresando rápidamente como materia pri-
196
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
ma para la industria petroquímica. El proceso GTL es ya
una realidad, para la obtención de combustibles utilizados para el transporte, lubricantes y materias primas
para productos químicos y detergentes. La investigación
en este campo es intensa, no sólo en los centros de investigación industrial, sino también en las universidades.
Las aplicaciones de la tecnología GTL incluyen:
1. Obtención de olefinas: C2-C6 como materia prima
para la producción de polímeros, y C12-C16 para la
producción de detergentes.
2. La Nafta GTL que por su fácil transformación en
olefinas, se utiliza como materia prima para la fabricación de plásticos.
3. Obtención de alcoholes superiores para ser utilizados como aditivos oxigenados para el mejoramiento
del octanaje de las gasolinas.
4. El gasoil GTL es un combustible de tipo diesel que
puede formar parte de la mezcla de suministro de
diesel.
5. Obtención de destilados medios (kerosén, gasoil), así
como de lubricantes.
6 Combinación de GTL con procesos existentes, por
ejemplo con los procesos Cyclar e Hidrocraqueo.
7. Pueden preverse situaciones especiales donde compuestos químicos derivados del Syngas tales como
ácido acético, esteres y anhídridos puedan competir
favorablemente en el mercado de estos compuestos
producidos de manera convencional.
Áreas que permitirían impactar la economía de la tecnología GTL con nuevos desarrollos:
1. Nuevas tecnologías para la separación del oxígeno
del aire.
2. Desarrollo de catalizadores de reformado resistentes
a la desactivación por formación de coque.
Energía
197
3. Desarrollo de catalizadores FT lo suficientemente
activos para operar con bajas presiones de Syngas
(nitrógeno presente como diluyente) y desarrollo de
catalizadores de hierro resistentes a la atrición.
5. Mejores sistemas de separación catalizador/cera.
6. Integración térmica de las tres etapas de la tecnología, siendo crítica la integración en las etapas de
reformado-síntesis FT y el diseño de los reactores.
7. Desarrollo de mejores métodos de regeneración de
los catalizadores involucrados en el proceso FT.
198
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
VII.
BIOENERGÍA CON BASE
EN LA BIOMASA
Daysi Rojas y Mireya R. Goldwasser
Un gran número de países especialmente los países
desarrollados y grandes economías emergentes como
Brasil, China e India, están buscando la manera de hacer frente a los retos de la energía, el medio ambiente y
el cambio climático con diferentes estrategias. Una opción frecuentemente discutida es el desarrollo de la bioenergía con base en la biomasa.
La biomasa se define como todo material de origen
biológico excluyendo aquellos que han sido englobados
en formaciones geológicas sufriendo un proceso de mineralización (IDAE, 2007). Los combustibles fósiles como
el carbón, petróleo y gas natural son excluidos de esta
definición de biomasa renovable por razones de tiempo:
ellos absorbieron dióxido de carbono de la atmósfera
hace millones de años.
Mientras que tales combustibles fósiles ofrecen alta
densidad energética, la combustión requerida para liberar
su energía descarga a la atmósfera carbono secuestrado
hace millones de años y por lo tanto contribuye al cambio climático. Los patrocinadores de la biomasa argumentan que la biomasa se puede manejar sobre una
base sostenible de modo que se mantenga un ciclo de
carbono cerrado sin incrementos netos en los niveles de
dióxido de carbono atmosférico (BEC, pag. Web).
La energía que contiene la biomasa puede ser considerada como energía solar captada y almacenada en enlaces químicos carbono-hidrógeno resultado de la fotosintesis.
Energía
199
Mediante este proceso, el CO2, agua y algunos nutrientes
se transforman en hidratos de carbono, grasas, proteínas
y minerales, que son incorporados y transformados por
el reino animal, incluyendo al ser humano el cual invierte la transformación para obtener bienes de consumo.
La combustión de biomasa, en principio no contribuye
al aumento del efecto invernadero porque el carbono que
se libera forma parte de la atmósfera actual (es el que
absorbe y liberan continuamente las plantas durante su
crecimiento) y no del subsuelo, capturado en épocas remotas, como para los casos del gas natural o el petróleo.
Mientras que en teoría esto significa que la biomasa puede ser carbono neutral, si se usan fertilizantes para cultivar y combustibles fósiles para transportar el material, el
balance neto de carbono, puede no ser completamente
neutral, y este es uno de los problemas con la biomasa;
la identificación y medición de los beneficios ambientales.
La obtención de energía de la biomasa en forma de
calor, por aprovechamiento del carácter exotérmico de
las reacciones de combustión, fue probablemente el primer recurso energético del hombre. En 2010, el empleo
de este recurso con fines energéticos representó el 12,4%
del uso global de energía primaria (74% de toda la energía renovable), como se muestra en la Figura 1 (GENI,
2012). La biomasa se usa de forma distinta por países
con diferente desarrollo, en muchos hogares de África,
Asia y América Latina, la biomasa es el único recurso
energético disponible y se usa ineficiente y rudimentariamente causando contaminación y deforestación; por
otro lado, los países desarrollados, emplean modernas y
más eficientes tecnologías para aprovechar esta fuente de
energía.
Hay dos categorías generales de biomasa que se utilizan en los procesos de producción de bioenergía: (i) los
cultivos tales como maíz, sorgo, caña de azúcar, semillas
de colza y soja; y los dedicados para producir energía
como por ejemplo micro algas, pasto tipo varilla y ála-
Energía
201
mos; y (ii) los desechos y residuos, llamados combustibles de oportunidad, porque de otra forma no se utilizarían; ejemplos de estos son el biogás, que es fundamentalmente metano producido por la descomposición
anaeróbica de materia orgánica, de fuentes tales como
plantas de tratamiento de aguas residuales, estiércol animal producto de su cría intensiva y rellenos sanitarios, y
de bio sólidos como los lodos de las plantas de tratamientos de aguas residuales, residuos de cosechas y forestales, y desechos de procesamiento de alimentos.
Las materias primas señaladas se convierten en bioenergía mediante diferentes procesos de conversión. La
Figura 2 ilustra cómo la biomasa sólida, líquida o gaseosa se convierte en electricidad, calor y combustibles líquidos (los procesos de conversión se presentan en la
columna central de la figura).
Los procesos de conversión, para los casos de producción de bioelectricidad y biocalor son básicamente la
combustión directa, la co-combustión y la gasificación.
Otra tecnología de conversión de menor escala, pero importante es la digestión anaeróbica. El mayor consumo
de biomasa a nivel mundial es como fuente de calor; en
Venezuela la leña y el carbón vegetal son de producción
y uso marginal y no se incluyen en las estadísticas (Fig.
3) (EIA, 2012). La biomasa es fundamentalmente de uso
doméstico por combustión directa, en sencillos fogones a
fuego abierto.
Mención aparte requieren los procesos de conversión
para la producción de biocombustibles, que se utilizan
fundamentalmente en el sector transporte, y que conviene clasificar en convencionales y avanzados. A continuación nos referimos muy brevemente a estas dos categorías:
(a) Convencionales, son aquellos que en la actualidad
se producen comercialmente. En general, proceden de
cosechas cultivadas con técnicas similares a las cosechas
agrícolas alimentarias, y son principalmente el bioetanol
202
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
y el biodiesel, siendo prácticamente toda la producción
mundial atribuible a estos dos biocombustibles. Estos
combustibles representaron en 2010 un 0,7% de la energía primaria suministrada a nivel mundial.
MATERIASPRIMASPARA
BIOELECTRICIDAD/BIOCALOR
CENTRALES/PLANTASELÉCTRICAS
ELECTRICIDADINSITUY/OCALOR
Biogas
ResiduosSólidos
CombustiónDirecta
(Turbina/Caldera/Motor)
CoͲCombustión(Caldera
conTurbinadeVapor)
Agricultura&
ResiduosForestales
DesechosUrbanos
deMadera
Gasificación(Turbina/Caldera/Motor)
pirolizador
gasificador
Syngas
CNG
Lodosde
Tratamientode
AguasResiduales
EstiércoldeAnimal
GasconCalidadde
Gasoducto
DigestoresAnaeróbicos
MATERIASPRIMASPARA
BIOCOMBUSTIBLES
REFINERÍAS
COMPAÑÍAELÉCTRICAY/OCALOR
COMBUSTIBLESLÍQUIDOS
Pastovarilla
DesechosUrbanos,
Agrícolas,Forestales
Bioquímicos(Biorefinación)
Maíz
Sorgo
Cañade
Azúcar
Termoquímicos(RefinaciónQuímica)
EtanolCelulósico
Etanol/OtrosAlcoholes
Fermentación
SemillasdeColza
Soja
AceitesVegetales
GrasasAnimales
Biodiesel
Transesterificación
Figura 2. Procesos de conversión de la biomasa (EPA,
2009).
203
Energía
Carbón 2%
Energía
Hidroeléctrica
23%
Gas
Petróleo
47%
Natural
28%
Figura 3. Consumo total de energía primaria por fuente en
Venezuela. Fuente: U. S. Energy Information Administraton (EIA).
En un resumen con respecto a los procesos de producción de estos combustibles, se puede señalar que: (i) incorporan tecnologías relativamente simples y bien conocidas; (ii) relativamente de bajas inversiones; (iii) se pueden usar bajas capacidades de producción; (iv) compiten
directamente con la producción de alimentos; (v) materia prima optimizada para su uso como alimento y no
para la producción de energía; y (vi) uso solo de una
porción de la cantidad total de biomasa.(b) Avanzados
son aquellos cuyas tecnologías de conversión están todavía en la etapa de investigación y desarrollo (I&D), fase
piloto o de demostración comercial (comúnmente conocidos como de segunda y tercera generación).
El debate del uso de las fuentes de alimentación en la
producción de combustibles, ha acelerado la I&D y escalamiento de las tecnologías de producción de estos
biocombustibles avanzados, las cuales permiten producir
combustibles de transporte a partir de entre otras materias primas, de biomasa ligno celulósica. Otra característica de estos procesos de conversión es que la materia
prima puede cultivarse exclusivamente para producir
204
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
energía o pueden ser desechos tales como el bagazo de la
caña de azúcar o los residuos madereros. Los combustibles avanzados en general requieren con respecto a los
convencionales de:
(i) equipos de proceso más complejos;
(ii) mayor inversión por unidad de capacidad de producción; y
(iii) de instalaciones de mayor tamaño para beneficiarse de la economía de escala.
Esta categoría incluye:
o aceite vegetal tratado con hidrógeno (HVO) que se
produce mediante la hidro-genación de aceites ve
getales o grasas animales;
o el diesel BTL (biomasa en líquidos) con base en la
síntesis Fischer-Tropsch (FT), obtenido en un proceso de dos etapas en el que la biomasa se convierte
en gas de síntesis (CO e H2)que se limpia y acondiciona, y seguidamente se convierte catalíticamente
a través de la síntesis FT, en una amplia gama de
hidrocarburos tales como el bio-diesel (más importante) y biokerosene;
o el bioetanol que puede producirse a partir de materias primas ligno celulósicas, a través de la conversión bioquímica de los componentes de celulosa y
la hemicelulosa de la biomasa en azúcares fermentables. Estos azúcares siguen posteriormente los
mismos procesos de conversión de los biocombustibles convencionales;
o el biogás sintético (bio-SG) obtenido mediante procesos térmicos como la gasificación, que podría
usarse por ejemplo como gas natural vehicular;
o bio-crudo de pirólisis, dimetileter ( DME );
o la producción de los biocombustibles con base en
algas, que prometen: un alto potencial de productividad por hectárea, que podrían cultivarse en tie-
Energía
205
rras no cultivables, utilizar una amplia variedad de
fuentes de agua (agua dulce, salina e incluso aguas
residuales), y potencialmente reciclar CO2 y corrientes
residuales de nutrientes. Sin embargo, esta tecnolo
gía es actualmente costosa, y se encuentra en esta
do de I&D; y
o el hidrógeno.
En las figuras 4 y 5 se presentan respectivamente, las
fuentes y los procesos para la producción de la primera,
segunda y tercera generación de biocombustibles, y el
grado de desarrollo de las tecnologías más importantes
para estos procesos de producción.
Los mayores esfuerzos en actividades de I&D y escalamiento sobre los procesos de producción de biocombustibles avanzados se realizan sólo en algunos países desarrollados y grandes economías emergentes como Brasil,
China e India.
En Venezuela, a pesar del anuncio por parte de
PDVSA agrícola de numerosos proyectos, no se producen
ni usan estos combustibles, sin embargo, en el 2012 notificaron que:
“Con el desarrollo del proyecto de Complejos Agroindustriales de Derivados de la Caña de Azúcar
(Cadca), PDVSA Agrícola estima lograr para 2015 una
producción de 6,5 millones de barriles de etanol
anhidro al año, para lo cual, se construyen en diferentes localidades del país 11 complejos agroindustriales de derivados de la caña, destinados, entre otros
objetivos, a impulsar la producción de etanol, aditivo
que se utiliza en la gasolina ecológica en una proporción del 8%, es decir, 8 litros de etanol por cada 92
litros de gasolina premium.” (EL MUNDO, 2012).
En los reportes internacionales, se indica que el objetivo era utilizar una proporción de 10 % de bioetanol en
los combustibles del sector transporte del país (E10)
(IEA, 2011).
Hidrólisis
Etanol
Diesel
Hidrógeno
Diesel FT
Hidrógeno
Metanol
Síntesis
Fischer-Tropsch
Biodiesel
DME
Transesterificación
Aceite
Extracción
Microalgas
Figura 4. Fuentes y procesos para la producción de la primera, segunda y tercera
generación de biocombustibles
Biocombustibles de tercera generación
Biocombustibles de segunda generación
Etanol
Biogas
Tratamiento
Gas de Síntesis
Gasificación
Lignocelulosa
y Residuos
Pirólisis
Bio-Crudo
Digestión
Anaeróbica
Fermentación
Azúcar
Hidrólisis
Fermentación
Biobutanol
Cultivo
Anaeróbico
Azúcar
Extracción
Biocombustibles de primera generación
Biodiesel
Transesterificación
Aceite
Extracción
Cultivo de Cultivos de plantas Cultivos de plantas
o l e a g i n o s a s ricas en azúcares
ricas en almidón
206
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Gasificación con
reformación
Reformación
con gas
Bio-SG4
Biobutanol; combustibles
basados en pirólisis
Metanol
Biogas
(Digestión anaeróbica)
Biocombustibles gaseosos
Biocombustibles líquidos: (1)Biomasa en Líquidos; (2)Fischer-Tropsch; (3)Dimetil éter; (4 ) Bio-Gas de síntesis
Todas las otras
rutas nuevas
Combustibles nuevos
(ej. furanos)
Biodiesel
(Transesterificación)
Aceite vegetal
Hidrotratado
Diesel BTL
2
(Gasificación + FT )
Comercial
Etanol a partir de cultivo de
caña de azucar y maíz
Pre-Comercial
Biocombustibles
convencionales
Etanol Celulósico
Demostración
avanzados
Figura 5. Estatus de comercialización de las principales tecnologías de producción de biocombustibles (IEA, 2011).
Hidrógeno
Biometano
Otros combustibles
y aditivos
Biocombustibles Biodiesel a partir de microalgas
Hidrocarburos con base azúcar
tipo diesel
Bioetanol
I&D Básica y Aplicada
Biocombustibles
Energía
207
208
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
A nivel mundial, la revolución en tecnología energética está en marcha, y las inversiones en energías renovables, encabezadas por la solar y la eólica, están aumentando de manera considerable. La mejora en la tasa de
eficiencia energética en los países de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos)
ha empezado a acelerarse, tras muchos años de aumentos moderados, y la inversión pública está aumentando
para la I&D y la demostración de tecnologías con bajas
emisiones de carbono. En el transporte, las grandes empresas de automóviles están ampliando sus líneas de productos con vehículos híbridos y totalmente eléctricos;
además, muchos gobiernos dan facilidades para impulsar
a los consumidores a comprar estos vehículos. A pesar
de estos esfuerzos, la tendencia es al aumento acelerado
de la demanda energética y de las emisiones de dióxido
de carbono (CO2) relacionadas con el cambio climático.
Las tendencias actuales en energía y CO2 son contrarias a las advertencias del Grupo Intergubernamental de
Expertos sobre el Cambio Climático(IPCC) de las Naciones Unidas, que concluye que para el año 2050 se necesita una reducción de por lo menos 50% en las emisiones mundiales de CO2comparadas con los niveles del
año 2000, que permitan estabilizar los gases de efecto
invernadero alrededor de 450 partes por millón (ppm)y
de esta manera limitar el aumento en las temperaturas
medias mundiales entre 2,0 °C y 2,4 °C.
La preocupación por la seguridad energética, la amenaza del cambio climático y la necesidad de satisfacer la
creciente demanda de energía (especialmente en el mundo en desarrollo) plantean, en conjunto, importantes desafíos a los gobiernos, las industrias y el mundo académico. Es necesario que todos estos actores trabajen en
equipo e incluso propicien la colaboración tecnológica internacional.
Se necesitará una cartera de tecnologías nuevas y
existentes para encarar estos problemas, y a su vez con-
Energía
209
siderar que todos los biocombustibles están sujetos a la
competencia de nuevos sustitutos a medio/largo plazo,
donde emergen como paradigmas potencialmente dominantes la electricidad y el hidrógeno.
Muchas de las tecnologías con baja emisión de carbono más prometedoras en este momento tienen costos
más altos que las actuales de combustibles fósiles. Es
sólo mediante la I&D, la demostración y la puesta en
práctica, que estos costos pueden reducirse y las tecnologías volverse económicamente factibles.
En los últimos años, se ha dado mucha atención a la
importancia de las políticas que ponen un precio a las
emisiones de carbono, como una forma de estimular el
desarrollo y el despliegue de tecnologías no contaminantes necesarias para generar una revolución energética.
Sin embargo, es poco probable que políticas de este tipo
favorezcan las inversiones a corto plazo en las tecnologías más costosas, cuyos beneficios en reducción de emisiones son a un plazo más largo.
Con respecto al sector transporte nos referiremos brevemente, por el uso en este sector de los biocombustibles; actualmente, este sector es responsable del 23% de
las emisiones de CO2 relacionadas con la energía, y debido a que se prevé que este uso se duplicará entre el año
2010 y 2050, también se supone un aumento de las
respectivas emisiones de CO2. Lograr fuertes recortes en
las emisiones de CO2 para el 2050 dependerá de que el
uso de combustibles para el transporte aumente a un
menor ritmo, mediante una mayor eficiencia energética
e incrementando la proporción de combustibles que emiten poco carbono.
Aunque la reducción absoluta en las emisiones del
transporte de los niveles de 2007 es posible en los países
de la OCDE, el fuerte crecimiento de la población y del
ingreso en los países no pertenecientes a la OCDE hará
muy difícil que se logren reducciones absolutas de emisiones en el sector del transporte.
210
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Las perspectivas son buenas para reducir el uso de
combustibles y las emisiones de CO 2 en el transporte
vehicular, mejorando la eficiencia de los motores de
combustión interna, uso de vehículos híbridos, vehículos
eléctricos y vehículos con pilas de combustible.
El escenario de una reducción del 50% en las emisiones de CO2 para el año 2050, requiere que los biocombustibles, la electricidad y el hidrógeno representen juntos
el 50% del uso total de combustibles para transporte en
ese año; sustituyendo a la gasolina y al diesel. La demanda de biocombustibles para vehículos ligeros con
motores de combustión interna empezará a disminuir
después del 2030, debido a un fuerte cambio hacia la
electricidad y el hidrógeno como combustible. En cambio, el uso de biocombustibles aumenta rápidamente
para camiones, barcos y aeronaves hasta el 2050, sustituyendo los destilados medios derivados del petróleo.
A pesar de las señales prometedoras de que los gobiernos están proponiendo políticas para reducir las emisiones de CO2 causadas por el transporte, es necesario
aumentar la coordinación y el financiamiento para la
I&D, demostración e implementación especialmente para
reducir más rápidamente los costos de tecnologías avanzadas. Además, debe darse mayor atención a incentivar
a los consumidores a adoptar tecnologías y estilos de
vida que consoliden la transición hacia una movilidad
sostenible, apartándose de los sistemas de transporte que
consumen mucha energía y usen combustibles fósiles.
Con referencia a la I&D, demostración e implementación de tecnologías de biocombustibles avanzados para
el sector transporte, son numerosas las posibilidades de
trabajos interdisciplinarios, ejemplos de temas de investigación y desarrollo requeridos en esta materia, se muestran en la Tabla 1 (IEA, 2011).
En este contexto, Venezuela luce rezagada no solamente con respecto a los países desarrollados, sino entre
los países de América Latina. Un análisis bibliométrico
Energía
211
de la literatura referida a energías renovables, entre los
años 2008 al 2012 muestra que los países de América
Latina donde las publicaciones son más importantes son:
Brasil > México> Colombia > Argentina > Chile; asimismo, los países con mayor número de publicaciones, Brasil, México y Colombia, muestran una clara tendencia de
un incremento lineal o quizás exponencial para los
próximos años(ALONZO, D. DE, 2013). Estos países con
el mayor número de publicaciones se corresponden, con
los que en la región tienen un mayor número de proyectos en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio
(MDL), Brasil (42%), México (20%), Chile (8%) y Colombia (7%). América Latina y el Caribe tienen actualmente, 1.003 proyectos en trámite, concentrados (87%)
en energías renovables y en reducción de metano (Figura 6) (PNUMA y CEPAL, 2010).
Teniendo en mente lo señalado y considerando que la
fuerza impulsora del uso de la bioenergía no es la misma en todos los países, en la Venezuela actual son muy
pocos los incentivos para el desarrollo de energías alternativas a los fósiles y más específicamente de la bioenergía, esta situación está relacionada fundamentalmente con la condición histórica de productor (Según Oil
and Gas Journal (OGJ), Venezuela tenía 211 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo en 2011
y las primeras del mundo incorporando las reservas de
petróleo extrapesado de la Faja del Orinoco; el segundo
más grande del mundo y 195 x 1012 pies cúbicos (195
Trillones de pies cúbicos, TCF) de reservas probadas de
gas natural en 2012, el segundo más grande en el hemisferio occidental, después de Estados Unidos) y consumidor de combustibles fósiles a muy bajo costo.
Adicionalmente, las características del Estado, impiden
prever una política de aumento de los costos de la energía aún a corto plazo, y aunque se conoce del aumento
de la demanda, no pareciera existir una política establecida inclinada para cubrir esta demanda potencial (y no
hay ningún incentivo) con fuentes de energía renovables,
212
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Tabla 1. Temas claves de I&D para el desarrollo de algunas
tecnologías de biocombustibles avanzados
Tecnología
Temas claves
x Mejora de enzimas y microorganismos
x Uso de azúcares C5, sea para fermentación o para su mejorar a
Etanol Celulósico
otros productos de mayor valor
x Uso de la lignina para añadir valor como portador de energía, o
materia prima
x Flexibilizar la materia prima
HVO
x Uso de hidrógeno de fuente renovable para mejorar el equilibrio
de GEI (gases de efecto invernadero)
x Estabilidad del catalizador
Diesel BTL
x Reducción de los costos de limpieza del gas de síntesis
x Uso eficiente del calor de baja-temperatura
Otros combustibles
diésel/kerosene a partir
de biomasa
x Procesos de conversión a nivel piloto y plantas de demostración
comercial confiables y estables
x Eficiencia energética y de costos del cultivo, cosecha y
Biocombustibles a partir
de algas
extracción de aceite
x Reciclaje del agua y los nutrientes
x Valorización de corrientes de sub-productos
Bio-SNG (Gas Natural
x Flexibilizar el uso de materia prima
Sintético)
x Producción y limpieza del gas de síntesis
Biocrudo (Pyrolysis oil)
x Catalizadores para mejorar la estabilidad del biocrudo
x Mejoramiento a biocombustibles fungibles
cuya producción y consumo permitirían un ciclo de
energía con muy poca huella de carbono. Lo único que
parece haberse establecido (2005) como un objetivo y el
cual se mencionó previamente, fue la utilización de una
mezcla de 10% de etanol y gasolina (IEA, 2011) con
importación del etanol desde Brasil.
Sin embargo, las presiones ambientales y el cambio
climático, que constituye una amenaza fundamental
para el desarrollo económico y la lucha contra la pobreza, y que según el Banco Mundial, un planeta sujeto a
un proceso de calentamiento amenaza con hacer de la
prosperidad un objetivo inaccesible para millones de personas y que se reviertan los logros de décadas de desarrollo; prácticamente obligarán a Venezuela al uso de
213
Energía
Cuba
México
Honduras
Rep.
Dominicana
Jamaica
Guatemala
El Salvador
Costa Rica
Panamá
Guyana
Colombia
Ecuador
Perú
Número de
Proyectos
Paraguay
400
300
Brasil
Bolivia
Chile
Uruguay
Argentina
200
100
0
Figura 6. Proyectos de mecanismo de desarrollo limpio,
América Latina y el Caribe. Fuente: CEPAL. Sobre la base del
PNUMA; UNEP Risoe CMD/J/pipeline Analysis and database. Base
de datos en línea, actualización hasta el 1 de octubre de 2010.
fuentes de energía cuya producción y consumo permitan
un ciclo prácticamente libre de CO2 desde la generación
hasta su uso final. Si bien esto a primera vista puede
parecer un esfuerzo técnico, esta transformación requiere
de un cambio de la cultura en el desarrollo tecnológico.
Con respecto a las presiones ambientales, tanto la industria automotriz como la petrolera han desarrollado
tecnologías o tienen iniciativas para atender esta prioridad, pero estos desarrollos no son suficientes y será casi
obligatorio el uso de combustibles y en general de fuentes de energía con una huella de carbono muy baja.
214
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Para Venezuela, una de las opciones podría ser la incorporación en su matriz energética, entre otras energías
renovables de la biomasa, la cual es una materia prima
con potencial de estar fácilmente disponible, y no solo
mediante los cultivos dedicados a energía, sino en forma
de residuos que pueden ser de procesamiento de alimentos, industriales, aguas residuales municipales y la basura doméstica; estos residuos y desechos representan
actualmente y en algunos casos altos costos de disposición, pasivos ambientales y un grave obstáculo para el
crecimiento industrial.
A pesar que, la evaluación de los costos de oportunidad para los residuos es difícil debido a la ausencia de
mercados ya establecidos. La exactitud de los datos sobre
los costos es generalmente mejor cuando los residuos se
utilizan comercialmente (por ejemplo, bagazo que se
quema para producir calor y electricidad), que si se utilizan en el sector informal (por ejemplo, como combustible domésticos para cocinar, fertilizantes orgánicos o
alimentos preparados para animales); estos costos son en
general menores en comparación con los cultivos energéticos. Por lo tanto, para el caso de Venezuela, se debe
evaluar los residuos como una materia prima económicamente atractiva para la producción de los biocombustibles avanzados, además que no implica la transformación de hábitats naturales en tierras agrícolas
Mención aparte por su efecto sobre la industria energética nacional, es el caso del hidrógeno, porque en la
actualidad parte de los combustibles fósiles, se dirigen a
cubrir la creciente demanda de H2 sea para el mejoramiento de crudos pesados, la desulfuración y la mejora
del petróleo convencional, para la producción de productos petroquímicos y, además se debe prever la posible
demanda del H2 como combustible para el sector transporte, lo cual requeriría su producción masiva. El aumento de la producción de H 2 por las tecnologías
actuales implicaría el consumo de hidrocarburos conven-
Energía
215
cionales (principalmente gas natural), que a su vez generan emisiones de gases de efecto invernadero.
La producción de H2 a partir de fuentes renovables
tales como las mencionadas, o en general cualquier corriente de desechos industriales con carga orgánica, ofrecen la posibilidad de contribuir al aumento de su
producción con un balance de baja o ninguna emisión
neta de gases de efecto invernadero (sin las tecnologías
de secuestro de carbono). Sin embargo, estas tecnologías
de producción de H2 enfrentan retos técnicos, tales como
la eficiencia de conversión, el tipo de materia prima, y la
necesidad de integrar de forma segura los sistemas de
producción, purificación y almacenamiento. La producción de bio-hidrógeno en la actualidad no es económicamente competitiva con la reformación con vapor del gas
natural, excepto se considere la valorización de algunos
co-productos, o que la materia prima resuelva un importante problema de disposición de desechos o residuos.
Como en cualquier proyecto de bioenergía se debe asegurar la disposición en cantidad y tiempo de las posibles
fuentes de biomasa, y considerar las preocupaciones con
respecto a la neutralidad de CO2 desde su producción al
uso final.
Finalmente y a manera de conclusión, se considera
que el papel de los gobiernos es imprescindible (y casi
obligatoria) para el desarrollo de las tecnologías con bajas emisiones de carbono, sea mediante el uso de fuentes
de energía renovables; el uso de tecnologías con base en
combustión, pero que emitan menos CO2; y/o desarrollando tecnologías que permitan el retiro de CO2 de la
atmósfera. Adicionalmente, los gobiernos necesitarán intervenir para evitar que se instalen y usen tecnologías
ineficientes, productoras de emisiones altas.
Se debe considerar, como un área importante de aplicación de tecnologías de energías alternativas, el sector
del transporte, que en gran medida se basa en la com-
216
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
bustión de combustibles fósiles y por lo tanto contribuyen con una gran parte de las emisiones.
Las tecnologías de energía que se deben desarrollar,
son aquellas en las cuales se da la combinación de fuentes renovables de la energía, y que proporcionen un ciclo
de energía libre de CO2 desde la generación hasta su uso
final. Si bien esto a primera vista puede parecer un esfuerzo técnico, esta transformación del uso de los combustibles fósiles por fuentes de energía renovables no
puede alcanzarse solo con la participación de los investigadores básicos y los tecnólogos, sino que es importante
establecerla cultura de una economía con bajas emisiones de carbono. De hecho, la colaboración interdisciplinaria es necesaria con el fin de hacer frente a este
cambio en el paradigma energético.
Con la continua aparición de nuevas reservas de energía fósil, no parece probable la total sustitución de los
combustibles fósiles aún a largo plazo, excepto se produzcan avances muy importantes tanto técnicos como
económicos en las energías libres de CO2.
Energía
217
VIII. GENERACIÓN Y ALMACENAMIENTO
DE ENERGÍA ELECTROQUÍMICA:
OPORTUNIDADES PARA VENEZUELA
J. Mostany y B. R. Scharifker
INTRODUCCIÓN
El inicio de un nuevo milenio coincidió con una creciente preocupación por el cambio climático, que a decir
de los científicos podría generar grandes problemas de no
iniciarse de inmediato la disminución de emisiones ricas
en carbono. La vehemencia de estas advertencias y el
cúmulo evidencias que permitían proyectar un futuro
poco promisorio de continuar la casi total dependencia
del combustible fósil como fuente de energía (alrededor
del 80% en USA en el año 2000), llevó a las grandes
trasnacionales petroleras a entender que su negocio, la
extracción de combustible fósil, sufriría una transformación profunda a mediano y largo plazo, por lo que
reformularon sus objetivos e imagen corporativa definiéndose como “empresas energéticas” en lugar de “empresas petroleras”. El cambio de imagen vino acompañado de la creación de divisiones corporativas de energías bajas en carbono: solar, eólica, gas natural y
biocombustibles, como respuesta a la necesidad de “un
balance entre las necesidades del crecimiento y la necesidad de protección del ambiente”, según manifestó Lord
Brown, el Jefe Ejecutivo de British Petroleum (BP) en
1997.
Los imperativos ambientales no fueron la única razón
para tomar la decisión de desplazar progresivamente al
218
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
petróleo como fuente energética primordial: en 2004, los
Estados Unidos invertían US$ 13.000.000 por hora (Natural Resources Defense Council, 2014) en combustible
importado, proveniente en su mayoría de países políticamente no-amistosos o inestables. Las alarmas producidas
a partir de la crisis petrolera de 1973 propiciaron el desarrollo de políticas energéticas orientadas a sustituir importaciones con producción doméstica y a trabajar intensamente en el desarrollo de energías alternativas. 40
años más tarde, este esfuerzo rinde resultados tangibles:
por un lado a nivel global ha aumentado significativamente la producción de energía fósil al incorporar yacimientos de hidrocarburos no-convencionales (esquistos
gaseosos y bituminosos, gas natural, petróleo pesado) y
por el otro lado las energías “limpias” o “renovables”
(biomasa, hídricas, eólicas, otras),junto a la nuclear, han
incrementado su presencia en la canasta energética,
acercándose al 17 % del total de la producción energética
mundial en 2010 (ExxonMobil, 2014).
En una economía altamente dependiente de la explotación petrolera como la venezolana, es importante tomar en consideración estas tendencias y establecer políticas públicas que nos preparen para los escenarios que
se avizoran para mediados de siglo. Al igual que hicieron
las grandes corporaciones energéticas y los países del primer mundo al inicio de siglo, Venezuela debe plantearse
su papel en el panorama energético doméstico y mundial
y tomar acciones decididas en sus políticas públicas en el
área de energía para orientarlas hacia la generación de
conocimiento y la acumulación de experiencia en el desarrollo y uso de energías alternativas, identificando
aquellos aspectos donde podamos explotar nuestras ventajas comparativas, determinadas por la disponibilidad de
determinados recursos naturales o fortalezas en nuestro
capital humano en el área científica, así como la sólida
experiencia acumulada en la investigación y desarrollo
en el área petrolera durante la segunda mitad del siglo
XX.
418
361
137
72
86
21
35
7
1
Primaria
Petróleo
Gas
Carbón
Nuclear
Biomasa/Basura
Hidraúlica
Otros Renovables
3
9
40
27
93
89
158
2000
Energía Por Tipo-Mundo 1990
7
12
48
29
133
115
178
523
2010
18
17
56
40
158
159
206
654
2025
30
21
55
59
133
190
221
710
2040
Tabla 1. Consumo Mundial por tipo de energía (en 1024 BTU)
2025
1%
2%
9%
5%
26%
22%
34%
3%
3%
9%
6%
24%
24%
31%
100% 100%
2010
4%
3%
8%
8%
19%
27%
31%
100%
2040
Porcentaje del Total
Energía
219
220
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
En función de este objetivo se describirán brevemente
a continuación dos temas en el marco de la producción
y almacenamiento de energía electroquímica, donde podríamos explotar a favor ciertos aspectos que permitirían
complementar la oferta mundial en el área. Ellos son el
estudio y desarrollo de celdas de combustible de conversión directa de hidrocarburos y la explotación y el uso
del vanadio en celdas de flujo electroquímicas. Sobre estos dos aspectos ya han existido propuestas y productos
tangibles, una demostración de que no es imaginación,
capacidad o competencia el factor que falta por aportar
para emprender iniciativas exitosas en el terreno de las
energías alternativas desarrolladas en Venezuela.
Celdas de combustible de óxido sólido de reformación directa de hidrocarburos
Las celdas de combustible (CC) son dispositivos electroquímicos eficientes para producir electricidad con bajas emisiones. La principal característica de una celda de
combustible es su habilidad para convertir la energía
química directamente a energía eléctrica, con lo cual la
eficiencia de conversión es mayor que con los métodos
termomecánicos convencionales (e.g. turbinas de vapor).
Consecuentemente, las celdas de combustible producen
una emisión mucho menor de dióxido de carbono para
la misma potencia generada. También producen cantidades despreciables de SOx y NOx, los principales constituyentes de la lluvia ácida y la contaminación fotoquímica.
Una celda de combustible no se agota ni requiere de
carga, producirá energía en forma de electricidad y calor
mientras se le provea de combustible. Existen diferentes
tipos de celdas de combustible en la actualidad que operan a temperaturas bajas (80-200ºC) o altas (6501000ºC). Las principales razones que han impulsado el
reciente interés en celdas de combustible son: (i) su elevada eficiencia, (ii) bajas emisiones contaminantes, (iii)
el estar construidas en base a componentes de larga duración y bajos costos de mantenimiento, (iv) sus benefi-
221
Energía
cios en la generación de energía y el transporte automotor y (v), su operatividad en amplios intervalos de
generación de energía.
La Figura 1 muestra las eficiencias reales de diferentes
tecnologías para la producción de potencia, en función
de la potencia generada (Kordesch y Simader, 1996). En
esta figura se puede apreciar las altas eficiencias de las
celdas de combustible en comparación con las otras tecnologías convencionalmente utilizadas.
La eficiencia de una celda de combustible, a diferencia
de los motores de combustión (interna y externa), no
está limitada por el ciclo de Carnot ya que no siguen un
ciclo termodinámico pues convierten energía química en
eléctrica directamente. La eficacia de una celda de combustible bajo condiciones estándares, está limitada por el
cociente entre la variación de la energía de Gibbs y la
variación de la entalpía de la reacción química total. La
eficiencia real es igual o normalmente inferior a este valor y está entre el 50 y el 75 % para estos dispositivos.
Existen diversos tipos de celdas de combustible diferenciadas tanto por sus constituyentes como por la temperatura de operación. Dentro de las celdas de combustible que operan a bajas temperaturas (80-200ºC) se
encuentran fundamentalmente cinco tipos (U.S. Department of Energy, 2000):
CC de electrolito sólido de membrana polimérica (solid polymer electrolyte fuel cell)
SPFC
CC de membrana de intercambio protónico
(protonic exchange membrane fuel cell)
PEM
CC de electrolito acuoso básico (alkaline
fuel cell)
AFC
CC de ácido fosfórico (phosphoric acid
fuel cell)
PAFC
CC de metanol (direct methanol fuel cell)
DMFC
222
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
100
Eficiencia (%)
80
Celdas de
Combustible
60
40
20
Turbinas de
Gas y Vapor
Diesel
Motor Otto
0
1 kW
10
100
1MW
10
100
1 GW
Potencia
Figura 1. Eficiencias reales obtenidas para diferentes tecnologías en función de la potencia generada. (Modificado de
Kordesch y Simader, 1996).
Hoy en día se encuentra en estado de desarrollo avanzado la tecnología de las celdas de combustible de ácido
fosfórico (PAFC) las cuales operan a temperaturas cercanas a los 200ºC. Por otra parte, las celdas de combustible con electrolito de membrana protónica (SPFC) son
los únicos dispositivos capaces de operar a temperaturas
cercanas a la ambiental. Sin embargo, ambos tipos de
celdas (SPFC y PAFC) presentan inconvenientes desde el
punto de vista práctico. En primer lugar requieren usar
hidrógeno como combustible, lo cual es inconveniente en
términos de almacenamiento y manejo por lo que es
necesario usar reformadores externos para convertir alcoholes o hidrocarburos en hidrógeno, afectando la eficiencia y portabilidad de los dispositivos.
Por otro lado están las celdas de combustible que operan a altas temperaturas (550-1100ºC), dentro de las
cuales cabe mencionar:
Energía
223
CC con electrolito de sal fundida de carbonato
(molten carbonate fuel cell)
MCFC
CC con electrolito de óxido sólido (solid oxide
fuel cell)
SOFC
Las celdas que operan a altas temperaturas presentan
la ventaja de poder llevar a cabo la conversión de energía directamente a partir de hidrocarburos sin su
reformación previa a hidrógeno, por lo que son conocidas como de “reformación interna”, lo cual por un lado
permite el uso directo de diferentes combustibles, tales
como H 2, CO, CH4 o hidrocarburos de mayor peso
molecular, y por el otro les confiere mayor eficiencia
para la generación de electricidad debido a las menores
pérdidas de calor. A diferencia de las celdas que operan a
menores temperaturas, las celdas de alta temperatura
son, además, poco sensibles a las concentraciones de
contaminantes, especialmente el CO, el cual usualmente
envenena los electrocatalizadores en las celdas de combustible de bajas temperaturas. Otra ventaja significativa
de las celdas de combustible de alta temperatura es la
posibilidad de incrementar aún más la eficiencia de conversión, utilizando el calor producido para la co-generación de electricidad mediante el uso de turbinas de
vapor.
En la Tabla 2 se presentan los tipos de celdas de combustible más frecuentes, el tipo de electrolito que utilizan,
su temperatura de operación, eficiencia eléctrica, tipo de
oxidante utilizado y potencia que pueden desarrollar.
En la Figura 2 se muestra una representación esquemática de una celda de combustible de alta temperatura
con electrolito sólido de óxido (SOFC), la cual es el tipo
de dispositivo en el que concentraremos nuestra atención
aquí. Esta es una unidad constituida por dos electrodos
(un ánodo y un cátodo), separados por un electrolito,
que en el caso de las celdas SOFC es una membrana
cerámica. El O2 (oxidante) se introduce en el compartimiento catódico (a la derecha del esquema), donde se le
224
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
hace reaccionar con el electrocatalizador apropiado para
producir iones O2e, los cuales migran a través del electrolito sólido (óxido) hacia el compartimiento anódico (a
la izquierda del esquema) para reaccionar con los combustibles también en la presencia de los catalizadores
apropiados. La tecnología convencional actual emplea diversos materiales cerámicos en la fabricación de los
componentes activos de las SOFC. El ánodo está construido típicamente de un cermet de óxido de circonio
estabilizado con itrio (YSZ) combinado con níquel; el
cátodo está basado en una perovskita de manganato de
lantano y estroncio (La 1–xSrxMnO 3, electrónicamente
conductora), mientras que el electrolito (conductor de
iones O 2e) es óxido de circonio estabilizado con itrio
(YSZ). La cinética de las reacciones en ambos electrodos y
la dinámica del transporte de carga a través de la celda
han sido recientemente caracterizadas (Arenare, 2009).
Para aplicaciones estacionarias, Siemens-Westinghouse
ha demostrado la operación de celdas del tipo SOFC de
100KW de potencia, las cuales han estado conectadas a
la red suministrando electricidad con una eficiencia de
conversión no menor al 46% durante más de un año, suministrando a su vez agua caliente en el área de operación.
Este y otros desarrollos recientes tanto para aplicaciones estacionarias como vehiculares aparecen reseñados
en un informe sobre la industria electroquímica
(Weidner y Doyle, 2000), donde se aprecia el gran interés existente en el desarrollo y comercialización de celdas
de combustible tanto para vehículos y dispositivos eléctricos portátiles como para aplicaciones estacionarias. Recientemente han ocurrido avances significativos con
celdas de combustible de óxido sólido (SOFC) usando directamente alcoholes e hidrocarburos como combustibles,
operando a temperaturas entre 500 y 700ºC. Esta reducción adicional de la temperatura de operación de las
SOFC de conversión directa, así como mejoras en la resistencia térmica y mecánica de sus materiales, haría de
esta tecnología una alternativa viable y económica. El
Tabla 2. Cuadro comparativo de tecnologías de celdas de combustible
Energía
225
226
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
desafío actual es lograr el diseño operacional de una celda que convierta hidrocarburos a una temperatura menor a los 600ºC, posibilidad demostrada por algunos
trabajos en el área (Murray et al., 1999; Doshi et al.,
1999; Park et al., 2000; Hibino et al., 2000; Hibino et
al., 2000).
e o
3CO2
+
4H2O
O2
m
C3H8
5 O2
C3H8 + 10 O o 3 CO2 + 4 H2O + 20 e
2
20 e + 5 O2 o 10 O
2
Figura 2. Esquema de una celda combustible de alta temperatura y electrolito sólido.
En términos del beneficio que pudiese tener nuestro
país de involucrarse en este tema, hay que considerar
que el desarrollo de celdas de combustible de conversión
directa de hidrocarburos extendería significativamente
tanto en extensión como en tiempo el consumo de combustibles fósiles para la conversión y generación de energía. La industria petrolera venezolana ha manifestado
interés por el desarrollo de esta tecnología (Báez et al.,
2000; Báez et al., 1999; Báez et al, 2000) y ha considerado en alguna oportunidad que estas investigaciones poseen un valor altamente estratégico. Por otra parte,
Venezuela dispone de capital humano altamente califica-
Energía
227
do en las diferentes disciplinas requeridas, así como de la
infraestructura básica necesaria, que permiten prever la
posibilidad de generar conocimientos que posibilitarían el
logro de avances significativos para el desarrollo de la
tecnología descrita. Los resultados de un esfuerzo de esta
naturaleza tendrían un impacto apreciable en el desarrollo de una tecnología de conversión de energía significativamente más eficiente y limpia que los métodos termomecánicos o termoeléctricos convencionales, utilizando
combustibles líquidos derivados del petróleo. El desarrollo
de la misma agregaría valor a la conversión de la energía proveniente de recursos fósiles y reforzaría la permanencia del petróleo como fuente principal de la energía
mundial, extendiendo considerablemente en el tiempo sus
mercados. Un receptor natural de los productos del trabajo propuesto sería PDVSA, en su momento una de las
corporaciones energéticas más importantes del mundo,
para la cual los desarrollos como el aquí propuesto deberían revestir interés de carácter estratégico.
Dispositivos electroquímicos de almacenamiento
de energía.
Esta clasificación abarca toda la variedad de baterías
existente hoy en día, tanto las primarias (no reversibles
o recargables) como las secundarias (recargables), así
como los súper condensadores. No está dentro del alcance de este breve resumen el describir la variedad de baterías disponibles, pero sí comentar aquellas que pudiesen
tener algún interés estratégico para nuestro país. Es por
ello que describiremos brevemente las baterías de flujo
basadas en el cambio de oxidación de soluciones de
vanadio pertenecientes al grupo de dispositivos de almacenamiento de energía recargables o reversibles. Un tercer tema de interés, al cual no nos referiremos en este
breve resumen, es el desarrollo de competencias en baterías de ión litio. Esto surge como necesidad debido al
rápido desarrollo de estas baterías y sus aplicaciones, con
el correspondiente crecimiento de la producción de litio
228
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
como materia prima, concentrada en buena medida en
Suramérica (Mohr et al., 2012), con demanda impulsada
en el momento actual por la introducción al mercado
automotor de vehículos híbridos y eléctricos con almacenamiento de energía en baterías de ión litio.
En las baterías de flujo, los reactantes en solución almacenados en tanques se bombean hacia la celda electroquímica; por ello este tipo de celdas se consideran de
configuración L/S/L, es decir, reactivos electródicos líquidos en contacto con un electrolito sólido, usualmente
una membrana conductora de protones. Para proveer el
contacto eléctrico de las soluciones redox tanto con el
circuito eléctrico externo como con la membrana polimérica, se permea las soluciones a través de fieltros de
grafito, intercalados entre los colectores de corriente de
grafito sólido y la membrana. Los reactantes electródicos
son usualmente soluciones acuosas ácidas de iones capaces de participar en reacciones redox. La membrana
polimérica que separa ambos compartimientos cumple la
función de transportar protones que asisten el cambio de
estado de oxidación de los iones redox, con el consiguiente cambio de pH.
Evidentemente, la capacidad de almacenamiento de
carga de estos sistemas está determinada por el tamaño
de los tanques de almacenamiento y no por las dimensiones de la celda, mientras que a la inversa, la capacidad de generar potencia depende de las características de
la celda pero no del tamaño de los tanques. El desacoplamiento entre la capacidad de carga y la potencia facilita el diseño de dispositivos aptos para aplicaciones
estacionarias que dependen del clima o la hora del día, por
ejemplo en instalaciones remotas de energía solar o eólica.
Existen desarrollos de una variedad de sistemas redox
utilizados en celdas de flujo (Ponce de León et al., 2006).
De las diversas opciones conocidas, las celdas de flujo
basadas en el sistema redox vanadio-vanadio (V/V) presentan una serie de ventajas importantes. La disposición
229
Energía
e-
e-
El
ec
tr
od
o
Sumidero/Fuente
Tanque
V2+/ V3+
Carga
V 2+
a
an
br
em
M
Carga
V 3+
Descarga
V 4+
E
l
t
ec
ro
do
Tanque
V5+/ V4+
V 5+
Descarga
Iones
Bomba
Bomba
Figura 3. Esquema de una celda de flujo (Dennenmoser et
al., 2014).
de los elementos de una celda de flujo V/V se muestra
en la figura 3. Se puede observar que pertenece al tipo
de celdas L/S/L donde el electrolito es una membrana de
polietileno
o
poliestireno
sulfonado
permeable
selectivamente a protones y los reactivos electródicos son
soluciones de V+2/V+3 en el electrodo negativo (anolito) y
V+4/V+5 en el lado positivo de la celda (catolito), almacenados en tanques de dimensiones acordes con la capacidad de carga deseada para la aplicación.
Como se representa en el diagrama, las reacciones
redox involucradas para los compartimientos positivos y
negativos de la celda son, respectivamente:
VO2+ + 2H+ + e– = VO2+ + H2O
V2+ = V3++ e–
para una reacción neta:
230
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
VO2+ + 2H+ + V2+ = VO2+ + H2O + V3+
que en términos de los estados de oxidación del vanadio
queda expresada como:
V+5 + V+2 = V+4 + V+3
Las celdas de flujo V/V presentan varias ventajas que
las favorecen como una opción viable y económica en
cierto tipo de sistemas:
(i) no hay cambios de volumen asociados a la carga y
descarga, como es el caso de las baterías de inserción S/L/S o S/S/S, con lo cual los componentes de
la celda no sufren de fatiga de materiales, permitiendo un número muy grande de ciclos de carga/
descarga.
(ii) estos sistemas operan a temperatura ambiente
(entre 10 y 35 oC) lo cual simplifica y abarata su
diseño.
(iii) la cinética del proceso redox es rápida por lo cual
no se necesitan catalizadores.
(iv) las eficiencias de carga y voltaje son elevadas (en
tre 70 y 75 %) y los valores típicos de densidad de
energía específica y densidad de energía volumétrica se ubican alrededor de 15 W h kg-1 y 18 W h l-1,
respectivamente.
A efectos de comparación de estas cifras de mérito
con respecto a otros sistemas de almacenamiento de
energía, nos remitimos a la Figura 4 tomada de (Ponce
de león et al., 2006):
En este punto, cabe preguntarse ¿qué importancia
puede tener para nuestro país estos dispositivos y cómo
podríamos sacar ventaja de ellos? El Vanadio es un material relativamente abundante que se utiliza en la manufactura del acero, como catalizador en la producción
de ácido sulfúrico y –como se describió anteriormente–
como electrolito en celdas de flujo electroquímicas. El
precio del mercado del Vanadio en la forma de V2O5, es
Energía
231
de 12,50US$/kg para enero 2014 (Metal Pages, 2014).
La refinación de crudos pesados produce unos 25 kg de
coque por barril (Hernández, 2014) y en el caso del crudo pesado venezolano, el coque resultante del proceso de
refinación contiene una proporción de vanadio del orden
del 10% (datos para crudo Boscán, (Queneau et al.,
1989). Solo el Complejo Criogénico José Antonio
Anzoátegui, que alberga las empresas mejoradoras
Petropiar, Petrocedeño, Petromonagas y Petroanzoátegui,
produce 15 mil toneladas diarias de coque lo cual a
grosso modo representa casi US$19.000.000 diarios a
precio de mercado. Los procedimientos tradicionales para
la recuperación de vanadio han sido descritos Busch,
1961) y Venezuela cuenta con dos patentes en el tema
desarrolladas en el país (Scharifker y Arenare, 2008;
Scharifker y Arenare, 2009) así como estudios en el
tema (González et al., 2004). Explotar el vanadio presente en el coque residual y aprovecharlo industrialmente y como material para el desarrollo de dispositivos de
almacenamiento de energía es otra oportunidad que espera su momento y que en este caso, convertiría un
enorme problema (la acumulación de residuos en la
zona del complejo de Jose) en una actividad productiva
en muchos aspectos.
CONCLUSIÓN
Al emprender la escritura de esta breve relación, se
sopesaron dos alternativas: hacer un resumen de las diferentes opciones disponibles para la generación y el almacenamiento electroquímico de energía, temas en los
cuales existe abundante bibliografía o seleccionar tópicos
en los que hubiese experiencia previa y productos tangibles realizados en el país. Este último enfoque nos pareció más apropiado porque permitía demostrar que poseemos los recursos y la competencia científica para lograr
aportes novedosos en un área tan competida como es el
desarrollo de fuentes alternativas de energía. Sin embar-
232
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Figura 4. Densidad energética específica vs Densidad energética volumétrica para distintos dispositivos de almacenamiento de energía (Fuente: Ponce de león et al., 2006).
go, del análisis resulta evidente que para explotar esas
capacidades es necesario el apoyo oficial expresado en
políticas públicas claras, materializadas en financiamientos otorgados en base a criterios de excelencia y su
correspondiente rendición de cuentas. Es paradójico que
si bien contamos con un viceministerio de “Nuevas fuentes de energía eléctrica y gestión para el uso racional”
(Gaceta oficial, 2011), la suma de conocimiento y experiencia en el tema, manifiesta en trabajos de tesis de
maestría y doctorado, artículos de investigación en revistas indexadas, patentes de invención, número de citas en
la bibliografía especializada así como proyectos de investigación nacionales e internacionales en el área es muy
escaso. Seguimos siendo un país anclado en la dependencia de su renta petrolera, de espaldas a un mundo global
Energía
233
que cambia constantemente y que busca febrilmente alternativas energéticas más rentables del punto de vista
económico, político y ambiental. El estado del arte en
ese tema está muy avanzado y cada día que pasa lo será
más. Por ello, es urgente actuar y en lugar de pequeños
esfuerzos declarativos y burocráticos, se requiere emprender la ardua labor de construir capacidades profesionales
en el área, generando conocimiento propio a través de la
investigación formal, con apoyo oficial sostenido y en
base a metas claras establecidas por consenso entre los
actores políticos y los científicos. Cada día que demoremos en tomar la decisión, hará más difícil el cumplimiento de esos objetivos.
234
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
IX. EN RELACIÓN A LA ENERGÍA
EÓLICA….
Mireya Goldwasser1
INTRODUCCIÓN
Las masas de aire en movimiento son una fuente importante de energía en forma de energía potencial, cinética y térmica. La energía generada a partir de las
corrientes del movimiento del aire, es considerada como
perteneciente a las energías renovables y a las tecnologías verdes ya que permite la producción de electricidad
con un bajo impacto ambiental de gases de efecto invernadero al reemplazar termoeléctricas a base de combustibles fósiles, su principal inconveniente es la intermitencia del viento.
La energía de las corrientes del viento se aprovecha
mediante el uso de aeromotores capaces de transformar
la energía del viento en energía mecánica, utilizada tanto para accionar directamente las máquinas operadoras,
como para la producción de energía eléctrica, o para la
extracción de fluidos en el subsuelo (agua). La energía
generada mediante este procedimiento se denomina energía eólica (Geología Venezolana, 2012).
El sistema formado por el generador eléctrico con sus
sistemas de control y de conexión a la red es conocido
como aerogenerador. Las aspas o hélices conforman la
turbina del aerogenerador, que transforma la energía
cinética del aire en energía mecánica con la que se impulsa el generador. La energía cinética del viento impul-
Energía
235
sa las aspas o hélices del aerogenerador transformándose
en energía mecánica y, finalmente, en energía eléctrica a
través de una turbina. (Cultivar Salud, 2013). Generalmente se usan generadores que deben rotar a mayor
velocidad que la del eje de la turbina, por lo que se
instala una caja de engranajes que aumenta la velocidad
de rotación. La agrupación de aerogeneradores, da lugar
a los denominados parques eólicos.
En los parques eólicos, los aerogeneradores suelen espaciarse entre 150 y 300 metros entre sí, o con otros
obstáculos, para evitar interferencias, por lo que la instalación de parques eólicos requiere de grandes superficies.
Los parques eólicos pueden instalarse sea en tierra (onshore) o alta mar (offshore), tomando siempre en consideración que:
“la energía del viento es particularmente fuerte en ausencia de obstáculos, como para los casos de superficies planas a lo largo de la costa y en alta mar.”
(Cultivar Salud, 2013 ).
En la parte continental, los lugares más adecuados
para instalaciones eólicas son las zonas más ventiladas
como las costas y colinas. Los parques offshore han experimentado un crecimiento importante en los últimos
años, siendo Europa el líder mundial en energía eólica
marina con más de 90% de la capacidad instalada en el
mundo. Según predicciones de la Wind Energy European
Association (WEEA, 2012), alrededor de un cuarto de la
energía eólica de Europa podría ser producida en alta
mar para el 2020.
El potencial eólico técnicamente aprovechable es altamente sensible a la capacidad tecnológica de aprovechamiento. En tal sentido, a medida que evoluciona el nivel
técnico de los aerogeneradores, con el aprovechamiento
de mayores rangos de velocidad del viento, los potenciales aumentan progresivamente (Comunidad Autónoma
del País Vasco, CAPV, 2005). La cantidad de energía suministrada por los parques eólicos depende de: el diseño
236
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
de aerogenerados utilizados, la situación de las turbinas
y la velocidad del viento de cada localización, lo que
conlleva a que la potencia máxima extraíble varíe para
cada región. La Figura 1 muestra el Parque Eólico de
Paraguaná, Estado Falcón, Venezuela.
Situación actual/proyectos en desarrollo
La industria eólica ha crecido rápidamente a nivel
mundial, a finales del 2000 la producción eólica instalada en el Planeta, era solo de aproximadamente 18 GW
con una generación eléctrica anual aproximada de
20.000 GWh y un aporte energético de 1,7 millones de
toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) para un consumo cercano a los 10 Gtep (Gigatoneladas equivalentes
de petróleo) (CAPV, 2005). Sin embargo, el incremento
logrado actualmente es importante; solo en Europa, la
capacidad instalada aumentó de 13 GW a finales del
2000 a 238 GW a finales del 2011, lo que corresponde a
un 70% de la potencia eólica instalada a nivel mundial,
que cubre alrededor de 3% del consumo de electricidad
mundial, el cual se incrementó a 280 GW para el cierre
del 2012 (WEEA, 2012). Similarmente, en EE.UU. la capacidad eólica offshore aumentó de 1,5 GW en 1992 a
45 GW a finales de 2011, con más de 3% de la generación total de electricidad y en el año 2012, la energía
eólica fue la mayor fuente de nueva energía para la generación de electricidad, proporcionando alrededor del
42% de toda la nueva capacidad.
A nivel mundial, la capacidad eólica en todo el mundo
alcanzó 296 GW a finales de junio de 2013, de los cuales
14 GW se incrementaron en el primer semestre del 2013
comparados con 16,5 GW en el 2012 según datos publicados por la World Wind Energy Association (WWEA,
2013). China, EE.UU., Alemania, España e India, son
los países con mayor instalación de generación eólica, y
en conjunto representan el 73% de la capacidad eólica
mundial. En el primer semestre del 2013, cuatro países
instalaron más de 1 GW de nueva capacidad: China (5,5
Figura 1. Parque Eólico de Paraguaná, Estado Falcón, Venezuela. Fuente: Geología Venezolana, 2012.
Figura1.ParqueEólicodeParaguaná,EstadoFalcón,Venezuela.(Fuente:Geología
Energía
237
238
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
GW), el Reino Unido (1,3 GW), India (1,2 GW) y Alemania (1,1 GW), mientras que en el 2012, sólo tres países tenían un volumen de mercado de más de 1 GW. La
Figura 2 muestra la evolución de la capacidad eólica
mundial total instalada 1996-2012.
Muchos países del norte de Europa aprovechan los
vientos fuertes para generar energía, siendo Dinamarca
el país con el uso más generalizado de la energía eólica,
seguido de Alemania, Holanda y España (Cultivar Salud,
2013). En el 2012 la energía eólica representaba el 26%
de toda la nueva capacidad instalada de energía de la
UE, con inversiones entre 12,8 mil millones y 17,2 mil
millones de Euros. Actualmente, cumple con el 7% de la
demanda de electricidad de Europa, comparado con el
6,3% alcanzado a finales de 2011 (WEEA, 2012).
Capacidad Global Acumulada (GW)
300
282,4
250
238,0
197,7
200
168,9
150
120,3
93,6
100
74,0
50
0
6,1
7,4
10,2
1996
1997
1998
13,6
17,4
23,9
31,1
39,4
47,6
69,1
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Año
Figura 2. Capacidad eólica mundial total instalada 19962012. Fuente: Global Wind Energy Council, 2012.
La Unión Europea (UE), se ha trazado objetivos muy
ambiciosos en el desarrollo de energías renovables, especialmente de energía eólica, con la finalidad de ejecutar
sus compromisos internacionales en materia de reducción
de CO2, así como de reducir su dependencia energética,
Energía
239
posibilitando a su vez la creación de un sector industrial
emergente con gran capacidad de generar riqueza y empleo, y de incrementar su potencial exportador (CAPV,
2005).
A nivel Latinoamericano Brasil, Honduras, Republica
Dominicana, México, Argentina y Colombia utilizan esta
tecnología, con Argentina, Brasil y México ubicados entre los 10 países con mayor tasa de crecimiento. Brasil y
México representan los mayores mercados de América
Latina, Brasil aumentó su capacidad de 1.425 MW a
1.543 MW, México, de 929 MW a 1.002 MW (González
Mingueza y López, 2013).
En Centro América, la energía eólica crece aceleradamente, el sistema energético de Costa Rica reportó en
diciembre del 2011 una capacidad instalada de 2.590
MW de los cuales 129 MW corresponden a plantas
eólicas. Gamesa, líder tecnológico global en la industria
eólica, ha contratado con Costa Rica la construcción, suministro e instalación de un parque eólico de 50 MW
para Globeleq Mesoamerica Energy (GME, 2014), La finalización del proyecto, está prevista para finales de
2014-principios de 2015. Guatemala proyecta invertir
$125 millones de dólares para la instalación de 50 MW
de capacidad (Prensa Libre, 2011). Similarmente, Honduras inauguró en el 2012 el primer parque eólico del país
que representa el proyecto eólico más grande de Centroamérica, con un total de 102 MW de capacidad instalada
(GME, 2013), y Nicaragua cuenta con 63 MW de energía eólica instalada.
Los diez mayores mercados mundiales para nuevos
aerogeneradores incluyen a Australia (475 MW), Dinamarca (416 MW), Rumania (384 MW) y Canadá (377
MW) junto a China, Reino Unido, India, Alemania y
Suecia (526 MW). Brasil es el país latinoamericano con
el mayor mercado de energía eólica, ocupando el décimo
lugar y añadiendo 281 MW (WEEA, 2013).
240
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Situación actual/proyectos en desarrollo en
Venezuela
Dada la existencia de grandes reservas de hidrocarburos de origen fósil (petróleo, gas, carbón) en Venezuela,
aunado a los bajos costos de combustibles, subvencionados por el estado, ha hecho que el uso de las fuentes
alternativas de energía no represente una opción relevante para la producción de energética del país. Sin embargo, debido al aumento considerable de la demanda
interna de combustibles para la generación eléctrica, el
aumento en el costo de la producción petrolera, el apremio internacional por la lucha contra el cambio climá-tico,
la contaminación, la emisión de gases de efecto invernadero
y la preocupación a nivel internacional por el posible agotamiento de las energías fósiles, ha abierto un nuevo interés
alrededor de las energías renovables y su inclusión en los
planes nacionales de desarrollo y un mayor énfasis en las
políticas de conservación ambiental. (MPPCT, 2013).
En relación al uso de energía eólica, Venezuela cuenta
con privilegiadas potencialidades energéticas naturales,
gracias a su ubicación, debido a la presencia de vientos
alisios en sus costas, considerados como supremos a nivel mundial (Geología Venezolana, 2012). En tal sentido
se destaca la región costera noroccidental con un promedio de velocidad del viento de 11 m/s considerado excelente y atractivo para la generación de energía eléctrica,
y el potencial de la franja costera central para la instalación de aerogeneradores pequeños y bombeo de agua
(Posso, 2004 y 2013). La generación eólica, en conjunto
es de 175,6 MW, se generan 100 MW en el Parque
Eólico Los Taques, en el estado Falcón y 75,6 MW en el
Parque Eólico La Guajira, en el estado Zulia, actualmente culminada la Fase I-A, con 25,2 MW (Corpoelec,
2013). En la Figura 3 se muestra Potencial Eólico del
Territorio Venezolano.
Recientemente, el estado venezolano, quien controla
toda la estructura del sistema energético nacional, está
Figura 3. Potencial Eólico del Territorio Venezolano. Fuente: Corpoelec, junio 2013.
Energía
241
242
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
impulsado acciones de fomento y desarrollo de las energías renovables, como se evidencia en el Plan de Energías Alternativas para Venezuela, elaborado por el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica
(MPPEE, 2013). El plan contempla como meta que para
el 2016, el 6 % del consumo eléctrico nacional sea suplido por fuentes alternativas, de manera que en 5 años las
energías alternativas contribuyan con aproximadamente
11.100 GWh/año, estableciendo como meta que, para el
año 2030, estas energías satisfagan el 12 % de la demanda nacional de electricidad.
Esto ha motivado cierto interés por parte de instituciones académicas y centros de investigación a nivel nacional, para llevar a cabo actividades de investigación y
desarrollo sobre tecnologías alternativas de energía.
Para apoyar esta iniciativa, el MPPCTI está creando la
“Red de Fuentes Renovables de Energía”, la cual actualmente se encuentra en pleno desarrollo.
En la Tabla 1 se muestra las actividades de investigación y desarrollo en el campo de las energías alternativas, las instituciones donde se lleva a cabo la investigación y los temas que se están desarrollando.
OBSERVACIONES GENERALES
Actualmente a nivel internacional, se considera que la
industria eólica ha superado la etapa de I & D y se
explota de forma industrial. El estado actual de la energía eólica permite su explotación de manera confiable
desde el punto de vista técnico con rentabilidad económica y con impactos ambientales poco significativos.
Los mayores inconvenientes de esta fuente energética
radican en que es intermitente, con una disponibilidad
aleatoria por lo que no siempre puede obtenerse la potencia deseable, lo que obliga a tener cierta capacidad de
generación ociosa de otro tipo, de modo que no se pro-
243
Energía
Tabla 1. Actividades de investigación y desarrollo en el
campo de las Energías Alternativas en Venezuela. Fuente:
RED “Fuentes Renovables de Energía”, MPPCT, 2013.
I n s tInstitución
itución
Fundación Instituto de
Ingeniería (FII)
Energía Eólica
Energía Solar
Eficiencia Energética
Instituto Zuliano de
Investigaciones Tecnológicas
(INZIT)
Energía Eólica
Energía Solar
Fotovoltaica
Biomasa
Instituto Venezolano de
Investigaciones Científicas
(IVIC)
Energía Nuclear
Energía Solar
Almacenamiento de
Energía
Electroquímica
Especialización
Especialización
Diseño y fabricación de palas
Desarrollo de prototipos de
aerogeneradores de baja potencia
Reingeniería de equipos eólicos
Mediciones meteorológicas
Aplicaciones solar-fotovoltaica y solar
térmica
Estudio y diseño de sistema híbridos para
aplicaciones locales
Evaluación de equipos y sistemas eléctricos
Nuevos materiales
Diseño y fabricación de aerogeneradores de
baja potencia
Investigación y desarrollo de
semiconductores para aplicaciones
fotovoltaicas e iluminación
Investigación, desarrollo y evaluación de
biomasa como recurso energético
Investigación y aplicaciones de las
radiaciones ionizantes
Fotocatálisis
Nanotecnología
Hidrógeno y celdas de combustible
Energía nuclear con fines pacíficos
Energía Eólica
Energía Solar Térmica
Eficiencia Energética
Diseño y d esarrollo de aerogeneradores de
baja potencia
Aplicaciones solares térmicas para la
desalinización de agua
Evaluaciones de equipos y sistemas
eléctricos y auditorías energéticas
Modelaje de turbinas
Ex perimental Francisco de
Miranda (UNEFM)
Energía Eólica
Energía Solar
Sistemas híbridos
Desarrollo de tecnologías apropiadas para
zonas rurales
Universidad de Los Andes
(ULA), sedes Mérida y San
Cristóbal
Energía Solar
Fotovoltaica
Minihidráulica
Electroquímica
Universidad del Zulia (LUZ)
Eficiencia Energética
Energía Solar
Universidad Central de
Venezuela (UCV)
Biomasa
Electroquímica
Instituto de Energía (INDENE)
Universidad Simón Bolívar
Campo
Campo
Temático
T
emá
tico
Materiales semiconductores para
aplicaciones fotovoltaicas
Celdas de combustible
Estudios de la energía
Evaluación y desarrollo de equipos
eléctricos
Desarrollo de materiales semiconductores
para aplicaciones solares y de iluminación
Caracterización de biomasa, diseño y
desarrollo de biodigestores para
aplicaciones rurales e industriales
Celdas de combustible
244
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
duzcan interrupciones del suministro cuando disminuye
o cesa el viento. No puede ser almacenada como tal, lo
que encarece el coste; es dispersa y se necesitan grandes
superficies para su instalación. Según el escenario Nueva
Política de la AIE, el mercado anual de energía eólica se
mantendrá básicamente similar hasta el 2015 para luego
bajar en la segunda mitad de esta década a un 10% por
debajo del mercado de 2011. Asimismo predice que hasta
2030 el mercado anual descenderá de forma gradual
para después mantenerse uniforme hasta el final del periodo. Basándose en estos datos la capacidad instalada
acumulada seguiría alcanzando los 587 GW para 2020 y
918 GW para 2030 (GRENPEACE, 2012).
Dentro de los datos publicados por la World Wind
Energy Association para el primer semestre del año 2013
(WWEA, 2013) se destacan los siguientes aspectos de la
situación actual de la energía eólica:
o Por primera vez, los mercados más dinámicos en
energía eólica se encuentran ubicados vez en todos
los continentes.
o Se logró la producción de 14 GW de nuevas instalaciones en el primer semestre de 2013, en comparación con 16.5 GW en el 2012.
o La capacidad eólica instalada a nivel mundial ha
alcanzado 296 GW y se predice que alcance 318
GW para finales del año 2013
o China, Alemania, India y el Reino Unido fueron
los principales mercados en el 2013
o La dramática depresión experimentada por EE.UU.
llevó a la disminución global, parcialmente compensada por la aparición de nuevos mercados
o A nivel mundial, Argentina, Brasil y México se encuentran entre los países con mayor tasa de crecimiento en instalaciones eólicas.
Energía
245
Para Venezuela, el desarrollo de las energías alternativas en general y de la energía eólica en particular no se
avizora como una alternativa prioritaria a desarrollar en
corto o mediano plazo. A pesar de que Venezuela cuenta
con un alto potencial aprovechable, aunado a una demanda de energía insatisfecha y al desarrollo energético
con alternativas a la dependencia de la energía fósil, sería necesario un profundo interés del estado acompañado
de la adjudicación de recursos y formación de personal
altamente calificado, para lograr un desarrollo relevante
de las energías renovables. Aún cuando ha habido intención por parte del estado venezolano del desarrollo de las
energías alternativas, este no ha sido sostenido en el
tiempo.
(NOTAS)
1
La autora desea expresar su agradecimiento al Académico César Quintini Rosales por las observaciones realizadas al
manuscrito original.
246
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
X. AVANCES PREVISIBLES EN LA
GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y
DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD
José Manuel Aller
ANTECEDENTES
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ha sido desde la
década de los 60 una de las áreas donde el sistema político venezolano había cosechado los mayores éxitos tecnológicos de la democracia. Uno de los mayores logros
de esa década fue la consolidación de los planes eléctricos nacionales para el establecimiento de un sistema
interconectado de generación, transmisión y distribución
con amplia cobertura nacional y que hiciese buen uso de
los importantes recursos energéticos existentes.
Venezuela contaba en los 70 tanto con centrales hidroeléctricas como con un sistema de transmisión de importancia y reconocimiento mundial. El sistema de
distribución se operaba con varias empresas públicas y
privadas de gran desempeño, pero otras tenían con grandes dificultades. Existía una visión clara de la necesidad
de la energía eléctrica para el desarrollo del país y una
voluntad de llevar la electrificación a los rincones más
recónditos de la geografía nacional.
Es en la década de los 70 que se unifican las frecuencias de todo el país y durante los 80 se automatizan en
la Oficina de Planificación de Sistemas Interconectados
(OPSIS, 2005) todas las decisiones de planificación y
Energía
247
operación interconectada del SEN. En los años 80, las
empresas eléctricas, las universidades y las empresas de
consultoría realizan la planificación de lo que ha de ser
el SEN en el mediano y largo plazo (5-25 años). Muchos
de esos planes se concretaron en grandes centrales hidroeléctricas y desarrollos industriales que hacían uso de
esta energía, permitiendo el ahorro de combustibles fósiles (CADAFE, 1960).
A mediados de los 70 hace su aparición la primera
crisis del sector eléctrico, posterior a un crecimiento rápido y poco planificado de la demanda, ocasionada por el
desenfrenado incremento de los precios del petróleo. Esta
crisis no fue estructural y pudo ser resuelta por la instalación masiva de centrales turbo jet en los puntos críticos, por la entrada en operaciones de la planta Tacoa y
por la culminación de la segunda etapa de Guri. La sucesión de gobiernos populistas han hecho muy poco por
racionalizar el uso de la energía que se consideraba ilimitada y virtualmente sin costo. Esto acostumbró a todos los sectores a ser dispendiosos en el uso de la electricidad, utilizando grandes cantidades en empresas poco
rentables y sin evaluar los costos reales del servicio eléctrico. Esta situación desencadenó en pérdidas no técnicas
superiores al 30% de la energía, tarifas congeladas durante los último once años, problemas técnicos en el suministro y racionamiento del recurso.
En la década de los 90 comienzan en cierta medida la
falta de inversión en el sector, especialmente forzada por
precios deprimidos del petróleo. A finales de los 90, con
el deterioro progresivo de los partidos políticos y de las
instituciones del Estado, aparecen nuevos actores que introducen nuevos paradigmas. Desaparecen algunos valores como la meritocracia y la excelencia que son
reemplazados por sentimientos reprimidos que poco tienen que ver con la productividad. Se intensifica la emigración de profesionales en muchos ámbitos de la tecnología, la medicina y la investigación. El resultado de la
desinversión, la deficiente gerencia, la centralización, la
248
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
corrupción, la desmotivación y el deterioro de la infraestructura, unido a un excesivo consumo de energía en
todos los sectores, trae por consecuencia la situación presente del sector eléctrico: Una crisis estructural de grandes dimensiones e imprevisibles consecuencias (MPPEE,
2010).
Durante el período 1999-2013 los cambios políticos
ocurridos en el país han deteriorado sin duda alguna todos los indicadores del servicio eléctrico en Venezuela
(tasa de fallas, tiempo de restitución del servicio, interrupciones, capacidad firme, comercialización, pérdidas
no técnicas, costos, disponibilidad, etc.). El proceso de
centralización, politización, falta de planificación, abandono del mantenimiento, desprofesionalización, burocratización y corrupción generalizada tienen a la población
sufriendo una crisis estructural de grandes proporciones
que reduce la productividad y calidad de vida de todos
los ciudadanos. Por otra parte, en un intento por ocultar
esta realidad, el gobierno censura la información eléctrica oficial y mantiene un enorme secretismo sobre todas
las variables del sector que impide realizar una auditoría
completa del SEN que permita realizar los correctivos
necesarios.
Situación actual/proyectos en desarrollo
En la actualidad el SEN cuenta con un sistema de
generación que tiene una capacidad instalada de de unos
30.000 MW, de los cuales solamente 19.000 MW están
en capacidad operativa (pero no disponibles todo el tiempo en parte por deficiencias en la transmisión y falta de
combustibles fósiles). Por otra parte, la demanda del sector ha venido creciendo sistemáticamente en la última
década a un tímido promedio de entre 3,5 y 4% ínter
anual, colocando la máxima demanda del sistema por
encima de 18.000 MW en horas y días pico del año
2013. En resumen, el país requieren unos 130.000 GWh
por año y es necesario racionar alrededor de unos 1000
MW diariamente en horas pico. El 70% o más de esta
Energía
249
demanda está siendo satisfecha por generación hidroeléctrica debido a que el parque térmico está muy deteriorado y se carece del gas necesario, debido a la poca
inversión en su mantenimiento y las nuevas plantas tienen retrasos muy importantes en su ejecución y operación (León, 2012). Se instaló generación distribuida en
un intento por reducir la crisis, pero esta solución es
muy ineficiente, de compleja operación y mantenimiento.
Se paralizan los desarrollos hidroeléctricos del Alto
Caroní debido a razones de impacto ambiental, pero sin
contemplar desarrollos alternos.
El sistema de transmisión dejo de expandirse en los
años 80 y en tres décadas solamente se han construido
algunos kilómetros de líneas de subtransmisión y distribución. Incluso las labores de mantenimiento en caliente
que se realizaba en los sistemas troncales de 765 kV,
400kV y 230 kV también fue abandonado con el consiguiente incremento en las salidas forzadas de sistema. La
reposición de equipos en las subestaciones y su operación
en condiciones de sobrecarga producen frecuentes interrupciones del servicio que repercuten desfavorablemente
en la producción y en la calidad de vida de los ciudadanos.
La centralización y estatización de todas las empresas
del sector en el 2007 bajo la nueva empresa denominada
(CORPOELEC, 2010), tiene una gerencia desorganizada,
en manos no profesionales que agudiza la incapacidad
del Estado para suplir de energía eléctrica a todas las
necesidades del país. El resultado es una política de racionamiento sistemático y creciente que se intenta mantener velado durante más de dos años. Las empresas que
venían produciendo, transmitiendo y distribuyendo la electricidad pierden sus objetivos corporativos ante nuevos
lineamientos que reemplazan la eficiencia, la calidad del
servicio y la reinversión por nuevas funciones de “mayor
contenido social” y la escasa claridad en sus competencias.
Durante el año 2008 se procede a realizar un cambio
de horario solar en el país que repercute negativamente
250
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
en el consumo energético. El programa de sustitución de
bombillos incandescentes por bombillos de bajo consumo
es abandonado y al cabo de unos cuantos meses se pierden todos los logros alcanzados por esta política energética. En la Figura 1 se presenta la situación.
Al mismo tiempo aparece una nueva figura que es el
Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica.
Este ministerio se encarga de producir las políticas para
el desarrollo eléctrico y se convierte rápidamente en un
ingrediente adicional a la crisis existente. La dirigen ministros con escasa comprensión del problema eléctrico,
carece de los recursos e información necesaria para implantar políticas correctas y se convierte rápidamente en
un factor adicional de politización y pésima gerencia. En
la actualidad el más reciente de los ministros nombrados
en esta cartera, el Teniente Jesse Chacón, sin ninguna
preparación en este campo asegura que en 100 días puede resolver la crisis estructural que tiene el sector
(Chacón, 2013). Muchos profesionales han respondido a
las aseveraciones y cifras temerarias planteadas en este
plan y a sus supuestos resultados (Aguilar, 2013). En la
Figura 2 se hace una revisión de los logros en los primeros 80 días del plan propuesto. La Figura 3 muestra la
composición actual de los suscriptores del sector eléctrico
en Venezuela (CORPOELEC, 2010).
Oportunidades de investigación y desarrollo
La crisis del sector eléctrico como toda crisis representa una oportunidad muy valiosa para la investigación y
el desarrollo de Venezuela. Tal vez la limitación más importante a estas oportunidades está en los problemas
asociada con la emigración de profesionales altamente
calificados que buscan mejoras económicas, sociales y
una vida más segura en otros países. Esta crisis afecta
especialmente al sector académico donde las políticas de
la actual administración han reducido la actividad de las
universidades y centros de investigación a niveles de subsistencia, sin dotación de equipos, sin materiales ni sumi-
MV
10854
Demanda
máxima
disponible
operativa
Generación
Reserva
14787
19696
23708
Bombillos
17157
1675 5
25705
ahorradores
Déficit
16495 16231 16237
17337
Capacidad Instalada
Incorporación Caruachi
24801
Fuentes: OPSIS, CNG, CORPOELEC
Figura 1. Demanda máxima, capacidad instalada y generación disponible 1998-2011.
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
22000
24000
26000
Energía
251
Camejo
Cauyimara
Fte
1.
4
Mv
Zulia 8
Bolívar
Varios
Bolívar
Táchira
Zulia
N. Esparta
Anzoátegui
Anzoátegui
Zulia
Aragua
Falcón
MV
MV
670
8
1150
30
32
400
20
30
20
70
70
150
170
150
8
1070
30
32
360
20
30
20
50
60
150
150
150
Inst ala. logrados
880
400
20
20
70
70
150
150
MV
7,0%
0
80
0
0
40
0
0
0
10
10
0
20
0
Cortos
anual
en
2011
80 Mv o 2% de la capacidad no fue
recuperada por mantenimientos
y puesta en marcha
*
Reparada
14 meses fuera de servicio
Unidad de 170 Mv
Reparación
Observaciones
Lo que se vende como "107% del logro", realmente sólo tiene una
efectividad del 58,3% para las necesidades reales del SEN
23,5% 76,5%
270
30
32
30
170
MV
Exisent.
MV
Nuevos
Figura 2. Comparación de los logros del programa de 100 días del MPPEE (Aguilar, 2013)
* No hay aporte adicional. Ni en Guayana, ni el resto de Venezuela para suplir al demanda
Totales Neto para el país
Totales en %
P. Eólico Guajira
Totales en Mv
32
Dist.
Gen.
1 y 2
7
10
5 y 6
Guaicaipuro
Guri
6
LCA
Táchira
6
Guanta
5
1
Salazar
2
1
Alfredo
Cabrera
IZ II
La
Josefa
Estado
Reporte del Min.PPEE 18 de julio de 2013, sobre avances del "Plan de 100 días" en Generación
Nombre de la Unidad
Planta
252
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
Energía
253
nistros para los laboratorios, sin libros ni revistas, escasa
formación de cuadros de reemplazo, reducción de personal, desatención de la infraestructura y salarios no competitivos para los académicos e investigadores. Por otra
parte, los pocos investigadores capacitados en realizar los
análisis y las propuestas que permitan solventar la crisis
del sector no cuentan con información oficial que permita sus análisis y en todo suele ser indispensable mostrar
lealtad y compromiso con el partido de gobierno para
poder participar en cualquier iniciativa.
A pesar de este panorama hostil a la investigación y el
desarrollo del sector eléctrico venezolano, es muy importante que tanto las universidades como los centros de
investigación participen en varias líneas prioritarias entre
las cuales se destacan:
o Planificación de la matriz energética venezolana
desde las fuentes primarias hasta el usuario final.
Evaluación de su evolución con el tiempo.
o Planificación de la demanda a corto, mediano y
largo plazo.
o Planificación del sistema eléctrico nacional tanto en
generación, transmisión y distribución.
o Redes inteligentes.
o Sistemas SCADA.
o Despacho económico.
o Transmisión en corriente continua.
o Sistema híbridos de generación.
o Sistemas aislados.
o Regulación del sistema eléctrico de potencia mediante Sistemas Flexibles de Transmisión en Corriente Alterna (FACS).
o Incorporación de fuentes alternas de energía tales
como solar, eólica, geotérmica, mareomotriz, etc.
usuarios
2.415.158
de
358
6 %
GENERAL
RESIDENCIAL
1.330.412
SOCIAL
5 %
INDUSTRIA PETROLERA
8
RESIDENCIAL
6 %
SECTOR OFICIAL
118.692
14 %
RESIDENCIAL ALTO CONSUMO
14 %
INDUSTRIA BÁSICAS
27 %
28 %
DEMANDA
Total demanda: 114.117 (GWh
20%
15%
10%
5%
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
(CORPOELEC, 2010)
COMERCIAL INDUSTRIAL Y SEVICIOS
597.364
925,008
USUARIOS
5.387.000
25%
Figura 3. Distribución de los usuarios en relación a demanda de energía
Total
254
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
30 %
Energía
255
o Desarrollo de sistemas para incrementar la eficiencia energética y reducir pérdidas.
o Auditoría energética y sistemas integrados de gestión energética.
o Reconversión industrial y automatización de procesos productivos.
o Diseño de equipamiento eléctrico tales como motores, transformadores, cables, fusibles, interruptores,
medidores inteligentes de energía, líneas, herrajes,
aisladores.
SUGERENCIAS Y PROPUESTAS
Como consecuencia de las acciones u omisiones en el
SEN durante más de 15 años de gestión ineficiente,
politizada e irresponsable, se ha producido una crisis estructural que puede afectar gravemente la calidad de
vida de todos los ciudadanos y la seguridad del Estado.
La magnitud de esta crisis esta aun por sentirse en su
dimensión real y requiere acciones urgentes que permitan reducir sus devastadores efectos. La solución del problema eléctrico nacional pude requerir por lo menos
cinco o seis años para ser resuelto si se acometen con
urgencia las acciones adecuadas. Algunas de estas acciones pueden ser:
1. Convocar sin distinciones políticas a los técnicos
más capaces del país para formular un plan de acciones
que solucione la crisis del sector: Este equipo de alto
rendimiento, con información auditable y experticia técnica en la planificación, operación, gestión y mantenimiento del sistema debe elaborar un plan concreto y
factible tanto técnica como económicamente para la solución de esta crisis. Este plan debe comprender todos los
aspectos fundamentales del servicio eléctrico, desde las
fuentes primarias de la energía, su generación, la transmisión, la distribución y la comercialización.
256
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
2. Desarrollar un plan intensivo y sostenido en el
tiempo de ahorro energético, concienciando a todos los
ciudadanos sobre el respectivo impacto en su calidad de
vida y en la capacidad productiva del país. Este plan
debe estar orientado a todos los sectores, a las empresas,
industrias, comercios, gobiernos locales y nacionales, así
como a todos los habitantes. En los sectores productivos
debe orientarse a la eficiencia que se resume en producir
más consumiendo menos para lo cual se debe automatizar, auditar e invertir en tecnología eficiente. Los sectores residenciales deben ser educados para que puedan
evaluar el impacto de sus consumos y como mantener o
incluso mejorar su calidad de vida consumiendo menos
energía.
3. Retomar y mantener el plan de recambio de luminarias de bajo consumo energético y fomentar el uso de
equipos eléctricos de alto rendimiento. Atención especial
debe tenerse con los sistemas de refrigeración que tienen
un alto impacto en el consumo eléctrico nacional y tienen potenciales de ahorro apreciables utilizando nuevas
tecnologías y automatismos.
4. Adelantar en una hora la actual hora legal del país
para aprovechar mejor las horas de luz solar, especialmente en el pico de la demanda que ocurre al regresar
la población a sus hogares.
5. Reconversión de las industrias básicas con altos
consumos de electricidad a productores de bienes de alto
valor agregado y competitivos internacionalmente. El patrón de los años 60, donde las fuentes de energía eléctrica eran virtualmente infinitas no es sostenible a medida
que crece la población. Es necesario producir mayor valor agregado con menos energía.
6. Recuperar inversiones en el sector eléctrico mediante un sistema tarifario justo. Con una gestión eficiente y
pulcra de los recursos, el costo del servicio eléctrico podría ser asumido principalmente por los usuarios aun
cuando se mantenga a ciertos sectores subvencionados
Energía
257
debido a las desigualdades económicas y sociales existentes en el país. Esto liberaría importantes recursos para
ofrecer otros servicios a la población tales como educación, salud, seguridad, agua, etc.
7. Reducir o incluso eliminar los consumos clandestinos de electricidad dotando a todos los consumidores de
medidores precisos. Más de la mitad de los clientes del
servicio eléctrico no tienen medidores de energía y o no
son facturados o se les cobra un estimado del consumo
en función de su posible demanda. Esta situación hace
inviable muchas políticas destinadas a racionalizar el
consumo de los beneficiarios del servicio eléctrico.
8. Responder económicamente a cada uno de los clientes
por los daños a sus equipos, pérdida de calidad de vida o
productividad por los problemas relacionados con la calidad del servicio eléctrico.
9. Realizar las inversiones necesarias para recuperar el
sector eléctrico y hacer un seguimiento profesional y detallado de los cronogramas de ejecución, involucrando
plenamente a todos los ciudadanos. Es indispensable impedir la censura a la información oficial que propicia el
gobierno para poder realizar auditorías a la gestión eléctrica.
10. Reestructurar las empresas del sector eléctrico, recuperando la mística de excelencia y buen servicio que
muchas de ellas tenían en décadas pasadas, descentralizando e incluso privatizando la distribución, mientras se
centraliza tanto la generación como la transmisión.
11. Propiciar inversiones y condiciones legales para la
producción de equipamiento eléctrico en el país.
12. Priorizar el mantenimiento de todo el sistema eléctrico. Actualmente se prefiere la instalación de nuevos
equipos a la repotenciación de unidades. Buenas técnicas
de mantenimiento reducirían las inversiones y los costos
asociados con la operación del sistema.
258
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
XI. CONCLUSIONES GENERALES /
RECOMENDACIONES
Criterios para el establecimiento de la matriz
energética de Venezuela.
En un país como Venezuela, su estrategia de desarrollo energético pasa por establecer un balance adecuado
de su matriz energética, que a la vez que satisfaga las
necesidades de exportación para obtener las divisas necesarias para el desenvolvimiento económico de la nación,
utilice combustibles fósiles de menor producción de gases
de efecto invernadero, desarrolle sumideros de carbono
para atenuar el efecto planetario de la venta de sus productos, expanda la contribución de las energías no renovables y no convencionales, evalúe la pertinencia de
utilizar las reservas hidroeléctricas al sur del río Orinoco
en concordancia con los valores ambientales de los ecosistemas y comunidades indígenas que pudieran ser afectados; cuantifique y prospecte las demandas nacionales
requeridas para la producción e industrialización de hidrocarburos, para el desarrollo y expansión de la industria de acero y aluminio, para la climatización de las
viviendas y el transporte público urbano, suburbano y
regional tanto basado en motores de combustión interna
como en sistemas movilizados mediante electricidad.
Orientaciones sobre la localización de las áreas
de explotación petrolera y el modo de conciliar su
integración a los desarrollos regionales.
Venezuela estará sometida a las consecuencias de las
decisiones mundiales en materia de producción energética. Todo apunta a considerar que Venezuela se abocará
Energía
259
al desarrollo de la FPO, como ya se viene ejecutando.
Una posibilidad insuficientemente considerada en la literatura disponible es la estimulación y extracción de petróleo en gran escala de campos considerados maduros y
actualmente en abandono. En ausencia de esa posibilidad
Venezuela debe atender el desarrollo de la FPO de manera integral y debe estudiar la factibilidad de su explotación desde esa óptica. Bajo el enfoque integral resulta
urgente y prioritario acometer una evaluación de la capacidad de soporte social y económico que poseen las
comunidades asentadas en la FPO para sobrellevar la
dinámica de su explotación.
La relación apropiada de fuentes energéticas
para uso interno.
Venezuela no debería abandonar el uso de sus recursos energéticos renovables, como los hidroeléctricos sin
realizar un escrutinio exhaustivo de sus posibilidades,
muchas de ellas aún no estudiadas. Las circunstancias
mundiales imponen un dialogo permanente del conocimiento energético y ambiental, tanto en el ámbito académico como en el institucional y en el empresarial del
país.
La complejidad de la estrategia energética para
cumplir con la tarea de captar divisas para el desarrollo y cumplir con la seguridad energética nacional.
La estrategia energética de Venezuela es compleja,
pues debe asumir la responsabilidad de suministro seguro, confiable y ambientalmente satisfactorio a todos sus
ciudadanos, pero, también tiene que producir hidrocarburos para colocarlos en el mercado internacional a fin de
obtener los recursos económicos que exige su desarrollo.
Por ello debe estudiar atentamente la estrategia que hayan desarrollados países en condiciones similares, tal vez
hasta el momento hay que poner atención a las actuaciones de México al respecto. Si los escenarios planteados
260
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
se confirman, Argentina, Brasil y Colombia serian otros
países que deben ser objeto de atención similar.
La declaración de Venezuela como país energético.
La mayor lección obtenida de estas consideraciones es
que Venezuela antes que un país petrolero es un país
energético. Una estrategia de desarrollo energético es integral y comprende múltiples materias, porque a fin de
cuentas, las decisiones que se tomen afectan a todos los
ciudadanos del país. En la actualidad los elementos esenciales para iniciar la estructuración de una estrategia
energética son: disponibilidad del recurso y reservas,
costo y ambiente.
Los retos de un nuevo modelo de explotación
de hidrocarburos.
El desarrollo de las fuentes no convencionales de Venezuela (crudos pesados y extrapesados) plantean inmensos retos en lo técnico, económico y ambiental. Es
imprescindible importancia de incrementar la capacidad
de gestión y de respuesta en materia ambiental y de
desarrollo sostenible a nivel regional, local y sectorial,
cuando el Estado se propone impulsar un proyecto de las
dimensiones del sugerido para la Faja Petrolífera del
Orinoco.
Un nuevo modelo de integración social y económica para el desarrollo de la Faja, un reto a la
creatividad de la gerencia petrolera tradicional.
Las empresas nacionales y trasnacionales involucradas en el Desarrollo Integral de la Faja Petrolífera del
Orinoco, como la fuente de hidrocarburos no convencionales más importante del país, deben garantizar las acciones conexas requeridas para una inserción armónica
de la actividad industrial petrolera, en un área con fuertes desequilibrios en lo socioeconómicos. Esto implica
nuevas estructuras de costo, nuevas áreas de acción,
Energía
261
nuevas implicaciones en el desarrollo regional y consecuentemente un reto a la capacidad técnica y gerencial
de las empresas.
En procura del máximo aprovechamiento de los
hidrocarburos extra-pesados de Venezuela.
El acervo de conocimientos sobre la Orimulsión demuestra que existe una variedad de tecnologías ya probadas exitosamente que permiten el uso de la
Orimulsión®, para sustituir otros combustibles en la generación de electricidad. En consecuencia el desarrollo
termoeléctrico de Venezuela puede llevarse a cabo liberando volúmenes importantes de combustibles de alto
valor comercial. El uso de la Orimulsión de prever los
esfuerzos para reducir el impacto ambiental derivado de
su combustión y el desarrollo de sistemas de transporte,
que permitan su manejo simultáneo con otros productos
comerciales.
Las reservas de gas en Venezuela.
Venezuela se sitúa en la octava posición entre los 10
primeros países por reservas de gas natural (GN).la mayor parte del GN no asociado se encuentra en campos
costa afuera, en los cuales Venezuela tiene poco desarrollo tecnológico y poca experiencia. Esta situación representa una oportunidad de inversión importante con la
participación de empresas extranjeras en el área de gas.
La explotación del gas Costa Afuera requiere de
experiencia foránea y desarrollo de conocimiento
nacional.
Para el desarrollo de gas costa afuera en Venezuela se
requiere el concurso de empresas foráneas, cuyos socios
tengan la experiencia en el desarrollo de estos yacimientos y la producción de gazno asociado. Si, parte del futuro energético de Venezuela está en la producción de gas
se requiere desarrollar un sólido conocimiento nacional
262
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
hacia ese camino ya que nuestras reservas son altas y es
necesario su desarrollo y producción como una fuente
económica alterna.
La valorización del gas.
Venezuela no promueve la valorización del GN mediante el desarrollo de procesos de conversión para la
obtención de productos de mayor valor agregado. Solo
grupos de investigación de las universidades autónomas
realizan I & D en colaboración con universidades de
Brasil, Francia y España. Para la valorización de GN se
citan la generación de hidrógeno, la obtención de productos químicos y nuevos desarrollos en el área de catalizadores y procesos. Para lograrlo es necesario llevar a
cabo I & D en tecnologías catalíticas que conduzcan a
una mayor flexibilidad y a menores costos de capital
para la producción de H2 y gas de síntesis. Los retos
incluyen reformadores compactos, nuevos diseños de
plantas y procesos para obtener respuestas rápidas a bajos tiempos de residencia, habilidad en el manejo de reacciones exotérmicas muy rápidas, uso de aire para la
oxidación parcial, lo que llevaría a sistemas de reformado y de vapor más pequeños (miniaturización).
Las energías alternativas: una agenda que no
puede dejarse de lado.
Bioenergía con base en la biomasa, una oportunidad para el cierre del ciclo del carbono.
El escenario de una reducción del 50% en las emisiones de CO2 para el año 2050, requiere que los biocombustibles, la electricidad y el hidrógeno representen juntos
el 50% del uso total de combustibles para transporte en
ese año; sustituyendo a la gasolina y al diesel. Es necesario aumentar la coordinación y el financiamiento para
la I&D, demostración e implementación de tecnologías
de biocombustibles avanzados para el sector transporte.
Las presiones ambientales y el cambio climático, prácticamente obligarán a Venezuela al uso de fuentes de
Energía
263
energía cuya producción y consumo permitan un ciclo
de carbono prácticamente cerrado desde la generación
hasta su uso final.
Con respecto a las presiones ambientales, tanto la industria automotriz como la petrolera han desarrollado
tecnologías o tienen iniciativas para atender esta prioridad, pero estos desarrollos no son suficientes y será casi
obligatorio el uso de combustibles y en general de fuentes de energía con una huella de carbono muy baja.
La biomasa, representa una opción atractiva para Venezuela. Es una materia prima fácilmente disponible,
tanto mediante cultivos dedicados a energía, como en
forma de residuos que representan altos costos de disposición, pasivos ambientales y un grave obstáculo para el
crecimiento industrial.
En relación a la energía eólica.
Este tipo de generación tiene el problema de su disponibilidad aleatoria, lo que obliga a tener cierta capacidad
de generación ociosa de otro tipo, de modo que no se
produzcan interrupciones del suministro cuando disminuye o cesa el viento. El costo de esa generación ociosa
que se requiere es imputable a la instalación eólica.
El criterio que debe aplicarse a la generación eólica
cuando se la compara con la térmica, es fijar el combustible en función de su costo de oportunidad que sería el
precio de exportación, pues aún cuando el ente operador
de una termoeléctrica reciba combustible subsidiado, el
costo a la economía nacional es la cantidad en divisas
que se deja de percibir.
En Venezuela tenemos un altísimo potencial hidráulico aún no aprovechado, que puede producir mayores
cantidades de energía eléctrica, controlable y confiable, a
un menor costo por kilovatio instalado que la opción
eólica. Es importante desarrollar una base de datos más
264
Academia de Ciencias Físicas, Matemáticas y Naturales
completa y confiable en todo el país. Lo que ahora se
tiene es la data de los aeropuertos, la mayoría de ellos
operando solamente durante el día.
Generación y almacenamiento de energía electroquímica: Oportunidades para Venezuela
Aún cuando existe un alto conocimiento científico en
el área de generación y almacenamiento de energía electroquímica, con un estado del arte muy avanzado lo
cual se manifiesta, entre otros, en el desarrollo de proyectos de investigación nacionales e internacionales, el
país sigue anclado en la dependencia de su renta petrolera, de espaldas a un mundo global que cambia constantemente y que busca febrilmente alternativas energéticas
más rentables desde el punto de vista económico, político
y ambiental. De nuevo, para desarrollar esas capacidades
es necesario el apoyo oficial expresado en políticas públicas claras, materializadas en financiamientos otorgados
en base a criterios de excelencia y su correspondiente
rendición de cuentas. Se requiere urgentemente emprender la ardua labor de construir capacidades profesionales
en el área, generando conocimiento propio a través de la
investigación formal, con apoyo oficial sostenido y en
base a metas claras establecidas por consenso entre los
actores políticos y los científicos.
La transformación y la prestación de servicios
energéticos: la electricidad.
Planificación.
Es necesaria la constitución de un equipo de alto rendimiento, con información auditable y experticia técnica
en la planificación, operación, gestión y mantenimiento
del sistema eléctrico que debe elaborar un plan concreto
y factible tanto técnica como económicamente para superar los cuellos de botella para el desarrollo del sector.
El plan debe comprender todos los aspectos fundamentales del servicio eléctrico, desde las fuentes primarias de la
Energía
265
energía, su generación, la transmisión, la distribución y
la comercialización. Sentando las bases para un programa de inversiones capaz de renovar y ampliar la totalidad del sistema.
Ahorro energético.
Desarrollar un plan de ahorro energético intensivo y
sostenido en el tiempo, concienciando a todos los ciudadanos sobre el respectivo impacto en su calidad de vida
y en la capacidad productiva del país. Este plan debe
estar orientado a todos los sectores, a las empresas, industrias, comercios, gobiernos locales y nacionales, así
como a todos los habitantes. En los sectores productivos
debe orientarse a la eficiencia que se resume en producir
más consumiendo menos para lo cual se debe automatizar, auditar e invertir en tecnología eficiente. Los sectores residenciales deben ser educados para que puedan
evaluar el impacto de sus consumos y como mantener o
incluso mejorar su calidad de vida consumiendo menos
energía.
Reestructuración del sistema comercial.
Recuperar inversiones en el sector eléctrico mediante
un sistema tarifario justo. Con una gestión eficiente y
pulcra de los recursos, el costo del servicio eléctrico podría ser asumido principalmente por los usuarios aun
cuando se mantenga a ciertos sectores subvencionados
debido a las desigualdades económicas y sociales existentes en el país. Esto liberaría importantes recursos para
ofrecer otros servicios a la población tales como educación, salud, seguridad, agua, etc.
Fortalecimiento institucional.
Reestructurar las empresas del sector eléctrico, desarrollando la mística de excelencia y buen servicio y dotándolo de una organización más acorde a la simplificación organizativa y desburocratización del servicio.
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Desarrollo energético en Venezuela
Academia
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Ingeniería y el Hábitat
Propuestas Sobre el Desarrollo
Energético de Venezuela
289
290
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Gonzalo Morales
Arnoldo José Gabaldón
José Ignacio Moreno León
Nelson Hernández
Juan L. Martínez
José Manuel Martínez
Jesús Augusto Gómez M.
José Miguel Pérez G.
César Quintini
Alfredo Viloria
Fernando Sánchez
José Manuel Aller C.
Diego González
Elizabeth Cruz
Eduardo Praselj
Gustavo Carrero
Juan Luis Martínez
Francisco Javier Larrañaga
Aníbal Alarcón
Víctor Poleo Uzcátegui
Rubén Caro
Carlos Raúl Canard
Eduardo Buroz
Manuel Torres Parra
Desarrollo energético en Venezuela
291
1. INTRODUCCIÓN
Ing. Gonzalo J. Morales
Energía en el futuro
La energía es vida, es símbolo de actividad, es trabajo.
La energía lo es todo en la naturaleza: mueve al hombre
y a los demás seres vivos, los mantiene activos durante
toda su vida. La energía está en todas partes: las páginas
del libro se nutren de la energía cerebral, las leyes que
componen la legislación salen de computadoras y máquinas que requieren energía.
Por tal motivo estamos obligados a conocer, profundamente, su esencia, sus transformaciones y lo que pueda
afectarla. En el caso de Venezuela esto es más imperativo, ya que un alto porcentaje de la vida venezolana se
mueve a través de la producción de energía. Por eso
debemos estudiarla, analizarla, comprenderla, y hacernos
partícipe de todas sus manifestaciones.
Vivimos e intercambiamos en un mundo bajo transformación constante, ningún país escapa a sus efectos,
los cuales se pueden apreciar en todos los campos, en
cada uno de sus sectores: no solo es el campo económico, son también el social, el político, el educativo.
Venezuela está muy inmersa en ese cambio, y está
inmensamente afectada, ya que gravitamos en el campo
occidental, que es el más influyente. Es de esperar que el
futuro nos obligue a cambiar más aún, lo cual ocurrirá
en el campo económico y, por supuesto en el de nuestras
exportaciones. Entre éstas, la energía.
El crecimiento demográfico venezolano, con expectativa de alcanzar más de cuarenta millones de habitantes
292
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
para el año 2040 (quizás sea antes de esa fecha) hace
más imperativo el tratar de avistar el futuro, dilucidar de
cuales rubros dependeremos los venezolanos para sobrevivir y si los bienes que explotamos actualmente serán
los mismos para ese entonces, o tendremos que depender
de otros más noveles.
Para poder hacerle frente a todos sus compromisos
financieros y mantener su crecimiento, Venezuela requiere aumentar su PIB para superar ampliamente los
315.000 millones de dólares que ha estado generando
anualmente, de los cuales un alto porcentaje lo proporciona el ingreso de divisas por la producción y venta de
hidrocarburos.
Es imprescindible diseñar una política de creación de
empleos, que exige un incremento cada año, que depende del PIB y éste, de los ingresos de divisas.
Lo cual induce que además de lograr mayores ingresos en divisas por las actividades petroleras, debemos invertir en el crecimiento diversificado de otras actividades
económicas: minería, agricultura y manufactura para disminuir nuestras importaciones y generar también divisas.
A diario pueden encontrarse en las múltiples publicaciones mundiales la angustia y avidez que todos los países muestran por disponer de fuentes confiables de
energía para garantizar sus requerimientos diarios. Ejemplos notables los ofrecen los Estados Unidos de América
y China. Es común encontrar en las publicaciones la
expresión “crisis energética”, o sea el temor de que los
recursos conocidos se agoten y surja una gran crisis por
falta o escasez de combustibles.
El consumo mundial energético aumenta sin cesar,
impulsado tanto por el crecimiento socioeconómico de
las naciones como por el crecimiento de la población
global, que se estima superará los 9.000 millones para el
año 2050. Las importantes reservas internacionales de
combustibles fósiles permiten visualizar que este recurso
se utilizará durante muchos años en el futuro previsible.
Desarrollo energético en Venezuela
293
No obstante, se ha generado un límite que impone la
protección y cuidado del ambiente ante la amenaza del
calentamiento global, relacionado con las fuentes de
energía actualmente utilizadas, causadas por las emanaciones producidas por algunas de las energías tradicionales; por tal motivo se buscan afanosamente las alternas.
Se ofrecerá un análisis de los factores relevantes relacionados con el consumo de energía y se analizarán los
eventos que condujeron al nuevo paradigma energía-ambiente, conjuntamente con las acciones que se toman en
la actualidad para reducir la emisión de partículas, así
también de CO2, NO2 y SO2.
Ya hemos visto que en los Estados Unidos, reiteradamente, su Presidente convoca a sus científicos para que
proporcionen soluciones convenientes a su país para
independizarse de las importaciones de energía. Parte de
este esfuerzo ha resultado en proyectar su conversión en
potencia petrolera para el año 2017 y en primera potencia mundial petrolera para el 2020; el programa de explotación de lutitas lo ha reforzado. Brasil, que fue
importador notable del petróleo que requería, hasta el
año 2000, está en vías de transformarse en productor
importante. Ecuador y Colombia se están convirtiendo
en productores destacados.
Para el consumo mundial del año 2011, el petróleo y
el gas natural aportaron un 56%, el carbón 27%, la nuclear
5%, la hidroeléctrica 6% y las otras renovables el 7%.
La prognosis le asigna un peso importante futuro a
los renovables, en aumento, sobre todo a la energía solar
y a la eólica. No está determinado todavía el aporte que
el hidrógeno podrá tener, sobre todo en los vehículos,
pero las pruebas efectuadas hasta el momento son muy
poco concluyentes.
Los países mayores invierten considerables recursos
para investigar otras fuentes de energía, en especial las
alternas, siendo algunas de éstas opciones muy valederas
una vez se haya demostrado que pueden competir en
294
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
precio y efectividad. Por lógica, cada barril equivalente
producido así por esas regiones constituye una competencia desfavorable para Venezuela. Es decir, tendríamos
más dificultad para obtener las divisas que necesitamos.
De las informaciones puede observarse que todos los
países necesitan y buscan crecimiento, con el implícito
concepto de maximizar y obtener internamente el desarrollo y control de sus propios recursos energéticos, cualesquiera sean estos, lo cual ha dado origen a la explotación de otras formas de energía, entre las cuales a las
tradicionales, las no-renovables se agregan las de los renovables.
Para este momento, con la tecnología nuclear probada
en las grandes centrales quedan algunas interrogantes
hasta alcanzar una operación segura, por lo cual es necesario esperar hasta obtener una confirmación. Los accidentes ocurridos en las centrales nucleares de Chernobil
y Fukushima lanzan nubes espesas de incertidumbre sobre el futuro de la energía nuclear, ya se ha visto que
tanto Alemania como Japón la están disminuyendo, quedando Francia como único país que mantiene un crecimiento notable. En Brasil, México y Argentina la producción por energía nuclear se ha mantenido estable y
solo provee un porcentaje pequeño del consumo. Chile
indica que lo está estudiando. En cuanto a la bioenergía,
hasta ahora recibe un crecimiento muy bajo, pero se
espera que también aumente.
La energía hidroeléctrica tiene una utilización importante en Venezuela, pero habría que desarrollarla en
otras ubicaciones que exhiban características favorables,
tales como el Aro, ocupando Guayana sitio preferencial
y las montañas andinas uno alterno.
Durante largo tiempo en el futuro continuarán ocupando un espacio irremplazable las plantas termoeléctricas, las cuales, con mayores capacidades, deberán compartir esa misión fundamental de proveer energía junto
con las hidroeléctricas: su incremento será indispensable.
Desarrollo energético en Venezuela
295
Venezuela es un país bendito por la providencia, al ser
altas y variadas sus fuentes de energía, lo cual le permite satisfacer sus necesidades y exportar excedentes para
así poder disponer de divisas. Esa base le permitió en el
siglo XX crear un valioso estamento industrial, y financiar la construcción de vías de comunicación, escuelas y
hospitales, tan necesarias para cumplir necesidades primarias de la población.
Desde la primera década del siglo XX Venezuela comenzó a explotar sus fuentes productoras de petróleo,
llegando éstas a alcanzar valores notables para mediados
de siglo, bajo la tutela internacional. Posteriormente, se
constituyó la empresa venezolana propiamente dicha,
cuyo crecimiento adquirió importancia mundial.
Sin embargo, en los últimos años su fuente más fundamental, la generación y venta de hidrocarburos, de
acuerdo a publicaciones tanto nacionales como internacionales, ha estado sufriendo disminuciones indeseables,
lo cual crea un panorama de desasosiego a la comunidad nacional.
Se hace imprescindible analizar el funcionamiento de
Petróleos de Venezuela para identificar sus bondades y
sus deficiencias, que permitan rectificar, mejorar y optimizarla, tanto en lo referente a personal como a instalaciones, operaciones y equipamiento. No sólo sería de
orgullo para los venezolanos, sino imprescindible, comprobar que su empresa bandera recuperase un elevado
status internacional. Esto se hace más agudo en las expectativas que han creado los posibles resultados de los contratos de operación suscritos con varios países extranjeros,
los cuales se espera sean beneficiosos para los venezolanos.
También, hay un significativo asunto pendiente, relacionado con el precio de venta de los hidrocarburos y
sus productos, de los cuales algunos se venden en Venezuela a precios locales muy bajos y en algunos casos
irrisorios, como se muestra al comparar el precio de
venta del litro de gasolina, con el de una taza de café.
296
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Este desajuste debe ser corregido para todos los combustibles y demás productos petroleros.
Otros desajustes encontrados en la empresa petrolera,
en particular, serán considerados en el texto de las Academias, analizados y dados a conocer junto con nuestra
opinión objetiva e imparcial, pero ajustada al deseo de
tener nuestra principal corporación operando con criterios permanentes económicos correctos.
La explotación de materias primas y su transformación en productos mercadeables es una operación larga,
compleja, riesgosa y costosa, que involucra esfuerzos físicos, intelectuales y, financieros de muchos venezolanos,
conectados a un trabajo gerencial multidisciplinario que
los dirija por el sendero correcto para buscar el buen
éxito en esos sacrificios.
En este texto se realizará un análisis sobre la influencia de las formas del transporte en la demanda de productos petroleros, así también sus emanaciones, considerando particularmente la que ejercen los vehículos automotores; estos, al ser movidos por motores de combustión interna, son grandes consumidores, ineficientes, de
productos petroleros.
La búsqueda de energías limpias se hace perentoria,
entre éstas la del carbón, que por su abundancia, tiene
relieve particular, igualmente se demanda mayor limpieza de los productos petroleros, es decir, disminuir su nocividad. Este tema, indudablemente, requiere también de
novedosas legislaciones que regulen su utilización. Hay
tecnologías bajo experimentación que denotan esperanza
en este sector.
El substancial crecimiento esperado y necesario en la
industria petrolera venezolana no ha ocurrido y la producción se ha mantenido casi inalterada durante los últimos diez años. Esa situación de no crecimiento ha perturbado no solo el ingreso de divisas sino, más grave
aún, el futuro de tan vital sector de la economía. Relacionado con lo anterior está el consumo interno de los pro-
Desarrollo energético en Venezuela
297
ductos petroleros para satisfacer el mercado nacional. Esto
conlleva a negociar un crecimiento en la producción, con el
subsiguiente e imprescindible aumento en el número de pozos explorados, perforados y su entrada en producción.
En el sur venezolano, Guayana, se impone un más
riguroso y controlado cuido de las reservas forestales,
madre de las aguas que no solo proveen de caudal al
Orinoco y otros ríos, sino que son fuente alimentadora
de las represas, tales como Guri, al igual que la desconsiderada, así como también descuidada, contaminación
mercurial de todas esas fuentes fluviales.
Venezuela dispone de un complejo hidroeléctrico de
muy alto nivel dentro del conjunto mundial, tanto activo
como potencial, el cual debe regirse por un criterio
gerencial acorde a su status, que sirva de ejemplo, en lo
relativo a su mantenimiento y operación, para el manejo de las futuras represas, sean estas para la generación
eléctrica o para irrigación. Es conveniente intensificar la
conclusión de las represas cuya construcción está detenida.
Se considera indispensable e imperativo abordar el
tema del mantenimiento en general, tanto en los diversos componentes de las instalaciones petroleras, tales
como las refinerías, así también en las plantas termoeléctricas, factor altamente vinculado a la seguridad
energética. Ya hemos experimentado gravemente esa incertidumbre en las plantas hidroeléctricas, y en una refinería, con graves perjuicios para la comunidad venezolana.
Se considera también de urgencia estudiar y analizar
el espectro energético nacional en su integridad, en cada
uno de sus componentes, para así elaborar un plan total,
integral, que utilice para el consumo nacional, en sus
áreas específicas, cada una de las fuentes de energía allí
existentes, con la mayor eficiencia y esencial beneficio
para el país.
Estamos incluyendo en este trabajo un resumen de los
principales hitos ocurridos en el desarrollo de la electrificación en todo el país, con personal venezolano, en breve
298
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
tiempo, el cual abarcó todo el territorio nacional, generó
varias empresas de producción y distribución eléctrica y
es un ejemplo palpable de que cuando hay voluntad se
pueden alcanzar resultados exitosos.
Se hace imperativo que la comunidad nacional tenga
un cuadro claro, confiable, actualizado y completo de la
situación real del sector energético y lo que puede esperarse para el futuro, tanto en lo relacionado con lo nacional como en lo internacional. La planificación a largo
plazo, la generación de políticas al respecto y las estrategias consiguientes demandan que esa información sea
exacta, confiable y esté disponible para todos.
Debemos visualizar el futuro, lo que podemos esperar,
lo que resultará de las investigaciones sobre el desarrollo
e implantación de nuevas soluciones energéticas, las cuales desplacen al petróleo. ¿Cómo será Venezuela afectada
por esos desarrollos, cuando sobrevengan? ¿En qué forma afectarán nuestro ingreso de divisas? ¿Cómo podremos adelantarnos y buscar soluciones o remedios con
suficiente anticipación?
En consecuencia, se está abordando un tema de la
mayor importancia, al acometer la ingente tarea de estudiar este asunto en todos sus sectores, tanto los técnicos
propiamente dichos, como el económico, el histórico y el
legal. La comunidad nacional lo agradecerá. Las academias nacionales, entre ellas la Academia Nacional de la
Ingeniería y el Hábitat responden a ese llamado que les
formula la comunidad nacional y han preparado este
trabajo, que se espera pueda contribuir no solo a aclarar
la situación, sino a sentar y despejar caminos para el
futuro.
Desarrollo energético en Venezuela
299
2. ROL DE LA ENERGÍA EN EL
DESARROLLO NACIONAL
Ing. Arnoldo José Gabaldón
La disponibilidad de servicios energéticos, constituye
uno de las prerrequisitos esenciales para el desarrollo de
los países. En efecto, la energía es la fuerza primaria que
activa todas las actividades económicas y sociales (Shahid
Alam, 2006). Si además, los países disponen de recursos
naturales energéticos propios, puede anticiparse que existen condiciones favorables para alcanzar tasas de crecimiento económico deseables, siempre que además se
conjuguen otros factores de carácter: institucional, social,
técnicos y las políticas públicas apropiadas.
Las relaciones entre el desarrollo nacional y el uso de
la energía, son múltiples y en algunos casos complejas.
A continuación se pasa revista a las principales relaciones que ayudan a entender el rol de la energía en el
desarrollo nacional.
1. Cantidad de energía usada en un país en términos
per capita y su nivel de desarrollo. Con abundancia de
estadísticas puede demostrarse que a mayor provisión y
uso de energía, más elevado será el grado de desarrollo,
expresado éste en términos de ingreso per cápita. Por
ejemplo, una correlación grafica para los diferentes países, entre consumo energético e ingreso, ambos en términos per capita, configuran una relación bien definida.
En otras palabras, existe una relación de causalidad entre la provisión y uso de la energía y el desarrollo.
Esa relación puede, no obstante, modificarse en situaciones excepcionales, como ha sido el caso de Venezuela.
300
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Mientras Brasil y México aumentaron en 300% el tamaño de sus economías y el consumo energético entre 1971
y el 2000, Venezuela en igual periodo solo pudo incrementar su economía en un 165%, aunque su consumo
energético continuo aumentando hasta triplicarse (UNEPGrid Arendal, 2013).
Por otra parte, la relación anteriormente expuesta,
también puede modificarse en la medida que se alcanzan
en los países niveles más elevados de progreso humano
(Toman y Jemelkova, 2002). En estos resultados juega un
papel determinante el nivel de industrialización asociado a
la fase de desarrollo: en general, a mayor dimensión del
sector industrial, mayor consumo energético per capita.
2. Consumo energético y la generación de empleo. Se
ha demostrado que los incrementos en el consumo de
energía en los países van generalmente acompañados de
un aumento en la creación de empleos, aspecto crucial
para un desarrollo con equidad. Por eso suele dársele
tanta prioridad en los países en vías de desarrollo, a la
expansión de los servicios de electricidad, tanto en el medio urbano como el rural, ya que se ha constatado que
estos inciden tangiblemente a corto y mediano plazo, en
aumentar la oferta de empleo.
3. Uso de la energía en un país y su Producto Interno Bruto (PIB). ¿Cuántas unidades de energía se requieren para generar un dólar de PIB? Dicha relación expresa lo que se ha denominado la intensidad energética
de la economía. Dado que históricamente se ha visto que
la eficiencia energética tiende a aumentar, debido principalmente al mejoramiento de las tecnologías productivas
utilizadas, ocurre que la cantidad de energía empleada
por una economía para producir la misma cantidad de
riqueza disminuye con el tiempo. Tal situación pudo
constatarse en algunos países, a raíz de la crisis petrolera
de los años setenta del siglo pasado, cuando a pesar de
la reducción en el consumo de energéticos que generó la
elevación brusca de sus precios, pudieron mantener su
Desarrollo energético en Venezuela
301
producción de bienes y servicios y aun continuar aumentándola.
Por otra parte, esa reducción de la intensidad energética o incremento de su eficiencia en tal sentido, tiene
repercusiones importantes desde la perspectiva ambiental
al verse disminuidas las emisiones a la atmosfera por
cada unidad del producto generado. En el aumento de la
eficiencia energética están puestas una buena parte de
las esperanzas de reducir la contribución de los países al
fenómeno de cambio climático.
La situación en Venezuela desde la perspectiva de la
intensidad energética es contraria a lo que indican históricamente los países más exitosos, donde dicho índice
tiende a disminuir con el tiempo; esto es, las economías
se hacen más eficientes energéticamente. Para 1980 de
acuerdo a estadísticas suministradas por el Ing. Nelson
Hernández, el consumo en BTU por año para producir
un dólar de PIB fue de 16.229,43. En el año 2010 dicho
índice fue de 18.892,0.
4. Consumo energético y el crecimiento económico.
Hay una tendencia casi intuitiva a pensar que aumentado la producción o el consumo de energía en un país,
debe expandirse el crecimiento económico y esto no es
necesariamente así, ya que depende de que se den también otras condiciones adicionales. Por ejemplo, puede
darse el caso de un aumento en la capacidad de generación de energía, sin que la demanda se incremente y por
ende no aumente la tasa de crecimiento de la producción
de bienes y servicios la cual va asociada al mayor consumo. Esto puede ocurrir porque las políticas económicas
no sean convenientes o porque las tecnologías empleadas
no son las más apropiadas, o porque ocurra derroche de
energía o los impactos ambientales generados tengan
una incidencia negativa en la economía, aunque éstos
generalmente no son evaluados en las cuentas nacionales.
5. Disponibilidad y calidad de los servicios energéticos
y el desarrollo humano de la población. Desde la pers-
302
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
pectiva social esta es una relación muy importante. Los
servicios de energía son clave para mejorar el confort
humano en los hogares y en los sitios de trabajo; tienen
incidencia directa en las condiciones de salud entre otras
razones por permitir la refrigeración de los alimentos y
contribuir a eliminar la contaminación intra-hogareña
por sustitución de la leña como combustible para cocinar; el uso de tecnologías médicas avanzadas; el suministro de agua cuando esta no es asequible por gravedad;
la iluminación requerida para poder estudiar y educarse
mejor cuando la luz del día oscurece y para transportarse y comunicarse, entre otros muchas ventajas. Si se
grafica, por ejemplo, la relación entre el índice de desarrollo humano (IDH) de las Naciones Unidas, para cada
país y el consumo energético de la población, en términos per cápita, se observa una correlación bien definida.
6. Consumo energético y la sustentabilidad ambiental
del desarrollo. Dada la matriz de energía existente en el
mundo y en particular en Venezuela, en la cual el consumo de combustibles de origen fósil es prevalente, el
sistema de suministro energético desempeña un papel
importante en la calidad ambiental atmosférica, especialmente en los medios urbanos. La producción de energía
y su uso por los vehículos de transporte constituyen una
fuente de contaminación atmosférica que incide negativamente sobre la sustentabilidad del desarrollo.
Ahora bien, el acumulado de las emisiones atmosféricas liberadas por la producción y uso de energía de origen fósil, contribuyen al proceso de cambio climático,
que constituye la causa individual más importante de
deterioro ecológico planetario. De allí el poderoso eslabón
existente entre consumo energético y la sustentabilidad
ambiental del desarrollo. El reconocimiento de esta relación es en la actualidad un factor estimulante de múltiples políticas públicas que tendrán incidencia en el
cambio de los patrones energéticos prevalecientes.
Enunciadas las diversas relaciones entre energía y desarrollo nacional, se pasa revista a lo que podría deno-
Desarrollo energético en Venezuela
303
minarse a grandes rasgos el itinerario energético de Venezuela, en su marcha hacia el progreso económico y social.
A principios del siglo pasado, cuando Venezuela era
todavía un país muy pobre y atrasado, el ciudadano promedio utilizaba diariamente no más de unos 30 a 100
kWh de energía. Esto puede aseverarse a pesar de la
carencia de estadísticas.
Debido a que la energía, como se ha dicho, mueve la
generación de riqueza, el bajo consumo energético citado
era emblemático de una fase de nuestro desarrollo caracterizado por una muy baja producción económica, una
escasa productividad humana y niveles de calidad de
vida que dejaban mucho que desear. La mayoría de la
población era muy pobre.
La historia ha mostrado también que el uso de la
energía por una sociedad va estrechamente unido al progreso técnico (Kummel, 2001). Por eso se puede decir,
sin temor a equivocación, que el país era para esa época
una nación muy atrasada y con mínimo progreso técnico.
La matriz energética era más o menos así. Además de
la propia energía humana y obviamente de la animal
para transportarse, mover cargas y realizar faenas agrícolas, se quemaba leña proveniente de la tala de los bosques, para encender los fogones hogareños. Venezuela
era un país casi desindustrializado, que dependía de un
agro muy rudimentario y de talleres artesanales para
producir los bienes de primera necesidad requeridos por
un pueblo mayoritariamente hambreado y enfermo, y
para exportar los principales rubros: café y cacao y otros
pocos productos agrícolas. En este medio se utilizaba
además, desde el periodo colonial, la energía hidráulica
en los trapiches papeloneros. Para la navegación se dependía mayormente de la energía eólica, aunque ya desde mediados del siglo XIX se había introducido en
algunas rutas de cabotaje e internacionales, la navegación a vapor y se habían construido los primeros ferrocarriles alimentados por leña. En 1888 se estableció la
304
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
primera planta de generación de electricidad en Maracaibo para el alumbrado público y después para el servicio doméstico. Para servir a Caracas se inauguró la
planta hidroeléctrica de El Encantado, proyectada y
construida por el Ingeniero Ricardo Zuloaga, en l897.
Pero solo es a partir de los años 20 del siglo pasado,
conjuntamente con el inicio en gran escala de la producción petrolera, que Venezuela empieza a desarrollar un
poderoso sector energético, tanto para atender las necesidades nacionales, como para abastecer los mercados internacionales demandantes de hidrocarburos.
En 1.947 se estimó la capacidad de generación eléctrica instalada en 174.000 KW, de los cuales 95.310 correspondían a las empresas petroleras, unos 40.000 a la
zona metropolitana de Caracas y los 36.740 KW restantes para el resto del país, quien contaba para ese entonces con una población de 4.700.000 Habitantes. En ese
mismo año se fundó la Corporación Venezolana de Fomento (CVF) (Aller, 2013) organismo que desde su creación le asigno alta prioridad a la electrificación nacional.
En 1958 el Gobierno Nacional creo la empresa: “Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico”
(CADAFE), encargada de generar y distribuir electricidad
en la mayoría de las ciudades venezolanas y en las zonas rurales. Para este año la capacidad instalada en Venezuela era de 580 MW y sólo treinta (30) años más
tarde (1.988) se aumentó esta cifra a 17.828 MW. En ese
proceso acelerado de expansión de la industria eléctrica,
el proyecto hidroeléctrico más importante acometido por
la empresa pública EDELCA, fue la presa y central hidroeléctrica Raúl Leoni, construida en el lugar denominado “Guri”, en la cuenca del río Caroní con capacidad
de 10.000.000 KW. Posteriormente se han construido
otros desarrollo hidroeléctricos aguas abajo en el mismo
río: Macagua II y III, Caruachi y está en ejecución la
presa y central de Tocoma.
Desarrollo energético en Venezuela
305
Abordar el tema del rol de la energía en el desarrollo
nacional, requiere considerar las condiciones presentes,
pero sobretodo los escenarios futuros en los cuales los
factores tecnológicos y ambientales tendrán una gran incidencia.
Según se aprecia en la Figura 1, para el año 2006,
en la matriz primaria de energía nacional, prevalecía el
petróleo con un 78%, siguiéndolo en orden decreciente el
gas natural (16%) y la hidroelectricidad (3,0%).
Matriz Primaria 2006
Petróleo
Hidro
electricidad Leña y Carbón
(3%)
Mineral (2%)
Gas Natural
(16%)
Total de Producción
618,64 kTep/día
Fuente: MENPET
Figura 1. Recursos energéticos (%) utilizados en Venezuela.
Venezuela, el principal consumidor de energía
en términos per cápita de la América Latina.
Una prospección del consumo interno de energía primaria de Venezuela para el año 2025 (Hernández, 2008)
306
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
en términos totales y por habitante se muestra en la
Figura 2.
Figura 2. Consumo de energía primaria en Venezuela.
De dicha figura pueden extraerse algunas consideraciones relevantes.
1. En los próximos 20 años, de acuerdo al estudio
prospectivo considerado (Hernández, 2008), se producirá
un cambio muy importante en la matriz de consumo de
energía primaria en Venezuela. El consumo futuro dependerá mucho más del gas, que de hidrocarburos líquidos o de la hidroelectricidad. Mientras se estima que el
consumo de gas se incrementará a una tasa del 4,87%
anual, la de hidrocarburos líquidos lo hará a una tasa del
0,49% y la hidroelectricidad a una tasa del 0,54% anual.
2. Para que tal escenario prospectivo pueda concretarse, el país deberá efectuar fuertes inversiones en proyectos de gas y aprovechar mejor las importantes reservas
que tiene de este recurso. De no ser esto posible, la pro-
Desarrollo energético en Venezuela
307
ducción de electricidad continuará dependiendo cada vez
más de la quema de hidrocarburos líquidos en desmedro
del ingreso en divisas extranjeras.
3. El escenario en consideración parte de la premisa
de que habrá una tasa de expansión de la generación
hidroeléctrica considerablemente más baja (0,54%) que
la que ocurrió en los 15 años pasados, que fue de
(5,06%). Desde la perspectiva ambiental este es un aspecto negativo, ya que se trata de una fuente de energía
renovable de la cual el país dispone todavía de un considerable potencial no aprovechado.
Un estudio prospectivo reciente (McKinsey Global
Institute, 2013), propone lo que denomina tecnologías,
que por su poderoso efecto propio y desencadenante,
trastocaran probablemente los escenarios socioeconómico
globales futuros, en las próximas dos décadas. De las
doce áreas identificadas, tres están relacionadas con la
energía. Estas son:
o Equipos o sistemas que permiten el almacenaje de
energía para uso posterior, incluyendo las baterías.
o Tecnologías que hacen económica la exploración y
recuperación de yacimientos de petróleo y gas, no
convencionales
o Generación de electricidad a partir de fuentes renovables, que disminuyen los impactos climáticos negativos.
Para un país como Venezuela, cuyo desarrollo futuro
continuará estando estrechamente asociado al campo
energético, las áreas de innovación tecnológica expuestas,
deberían constituir la columna vertebral de su programa
de desarrollo de ciencia y tecnología.
CONCLUSIONES
El incremento de consumo energético en Venezuela,
no ha estado acompañado de un incremento económico
308
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
semejante. La tasa de crecimiento energético supera en
proporción de 3:1 a la tasa de crecimiento económico.
La intensidad energética de Venezuela, es decir el consumo de energía por unidad monetaria producida no
muestra una tendencia clara a su disminución, lo que se
traduce en ineficiencia energética y abre un amplio margen a la investigación a la vez que a la implantación de
políticas públicas que procuren el incremento de producción monetaria con consumo de energía estable o disminuyendo.
La seguridad energética entendida como la capacidad
de satisfacer la demanda de energía en cantidad, calidad
y oportunidad parece estar afectada por un conjunto de
razones que se explican en otras secciones del documento, pero que en cualquier caso demandan atención técnica, gerencial e institucional.
La política pública de desaceleración del desarrollo hidroeléctrico y la baja eficiencia energética pueden comprometer los compromisos de Venezuela con el desarrollo
sustentable.
Venezuela debería adoptar estrategias de gestión energética que aceleraran el desarrollo de las fuentes gasíferas y revisar la estrategia de inversión en hidroelectricidad como política interna de adecuación a las exigencias del desarrollo sostenible.
Además de las investigaciones, estrategias y actuaciones mencionadas, es necesario atender indagaciones en
técnicas de explotación de yacimientos petroleros de crudos extra-pesados y métodos de mejoramiento, en técnicas de almacenamiento de energía, para reducir las
ineficiencias de generación, resultado de las condiciones
aleatorias de producción de algunas energías renovables
y consecuentemente de la posibilidad de generación en
momentos de bajo consumo, así como incrementar el
conocimiento de los recursos y reservas de energías renovables y fósiles no convencionales.
Desarrollo energético en Venezuela
309
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310
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
3. EL ESCENARIO MUNDIAL
3.1 Recursos Mundiales
Ing. José Ignacio Moreno León
Las nuevas realidades globales y la revolución tecnológica que caracteriza el Siglo XXI están presionando, en
forma creciente y continua, por una demanda de fuentes
de energía que seguramente va a generar cambios importantes en los esquemas de suministros, como consecuencia del agotamiento de algunas de las fuentes energéticas actuales, del surgimiento de nuevas fuentes producto de los avances tecnológicos y de políticas que progresivamente se están implantando, en atención a problemas ambientales que se han venido acentuando en los
últimos tiempos, especialmente el relativo al preocupante
cambio climático.
En todo caso, en la actualidad los recursos energéticos
mundiales están integrados por dos grandes grupos de
fuentes de energía: las no renovables que incluyen los
combustibles fósiles (el petróleo, el gas natural y el carbón) y la energía nuclear, todos los cuales son recursos
energéticos limitados y su aplicación genera efectos nocivos al ambiente; y las renovables, cuya oferta es ilimitada y su empleo no tiene consecuencias para el medio
ambiente, entre las cuales se cuentan la energía hidráulica, la solar, la geotérmica, la eólica, la biomasa y la
generada por el movimiento marino.
Según las estadísticas más recientes (BP, 2013) los
combustibles fósiles satisfacen actualmente cerca del 87
por ciento de la demanda energética global, estimada en
12.476,6 millones de toneladas equivalentes de petróleo,
Desarrollo energético en Venezuela
311
con el petróleo supliendo alrededor del 33,1% de esos requerimientos, cifra que revela la tendencia hacia la reducción de la participación porcentual del petróleo en el
suministro de la demanda energética en los últimos 13
años. Por otra parte, el carbón, que se mantiene como el
combustible fósil de más rápido crecimiento en la demanda representa el 30% con el más alto porcentaje del
consumo de energía primaria desde 1970, y el gas natural, que también tiene un rápido crecimiento, aporta alrededor del 23,9% del consumo y se visualiza como
una alternativa de futuro por ser menos contaminante
que el petróleo.
Entre las fuentes energéticas renovables la biomasa,
como biocombustible sólido, biocarburantes o biocombustible gaseoso, cubre algo más del 1,9% de la demanda
energética; la energía hidráulica alrededor del 6,6% y
cerca de la cuarta parte de la producción total de energía eléctrica, con tendencia a incrementarse, siendo la
fuente de electricidad más importante en Noruega (99%),
Zaire (97%) y Brasil (96%). En cuanto a la energía nuclear y, a pesar del grave accidente ocurrido en Japón
(Fukushima, marzo 2011), y los anteriores de Chernobil
(Ucrania, abril 1986) y Three Mile Island (USA, marzo
1979), sigue siendo una fuente importante de energía, ya
que representa en la actualidad el 4,5% del consumo
mundial de energía, el más bajo porcentaje desde 1984
(BP, 2013).
Los desarrollos científicos y tecnológicos están permitiendo, en adición a las fuentes tradicionales de energía,
la generación de nuevas fuentes energéticas renovables
que incluyen fuentes bioenergéticas, solares, geotérmicas,
mini y micro-hidráulica, eólica, oceánica e hidrógeno.
Todas estas fuentes de energía seguramente se irán
incrementando, como producto de la revolución tecnológica y de las presiones que tienden a acentuarse, en la
búsqueda de fuentes no contaminantes del entorno ambiental. En el informe de Deloitte, 2012, se señala la
importancia que ya empieza a tener la nanotecnología
312
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
en la generación y uso más eficiente de la energía para
la iluminación, transporte, generación de energías renovables y almacenamiento de energía.
En relación a las disponibilidades de recursos energéticos mundiales, los combustibles fósiles, según diferentes
fuentes especializadas, existen en abundancia en varias
regiones del planeta, pero a los efectos de su cuantificación es preciso distinguir entre recursos, que son
las cantidades conocidas de una fuente energética o supuestas con elevado nivel de certidumbre, y reservas,
que son los recursos que pueden efectivamente transformarse en fuentes disponibles, en términos económicos y
mediante las tecnologías existentes por lo que también se
les conocen como reservas de hidrocarburos convencionales. Los hidrocarburos como el petróleo y el gas, que
requieren para su disponibilidad de la aplicación de tecnologías sofisticadas y diferentes de las usadas para la
obtención de reservas convencionales, son conocidos
como reservas no convencionales.
Petróleo
En atención a las precisiones anteriores se estima que
las reservas mundiales probadas de petróleo convencional
están en el orden de alrededor de 1.668,9 millardos de
barriles (BP, 2013). La relación de reservas/producción,
fundamentada en los niveles actuales de consumo, permite señalar una disponibilidad de estos hidrocarburos de
52.9 años, en el entendido de que si se logra extender la
conversión de recursos en reservas, este período de disponibilidad podría ser más largo. Por otra parte las reservas
de petróleo no convencional se consideran en cerca de
400 millardos de barriles, con posibilidades de recursos
adicionales recuperables de 3,2 millardos de barriles. A
nivel mundial, las mayores reservas de petróleo convencional se encuentran en Venezuela (17,8%), Arabia Saudita
(15,9%), Canadá (10,4%), Irán (9,4%), Irak (9,0%), Kuwait
(6,1%), Emiratos Árabes Unidos (5,9%), Rusia (5,2%), Libia
(2,9%), Nigeria (2,2%) y Kazakstán (1,8%) (BP, 2013).
Desarrollo energético en Venezuela
313
Gas
En cuanto al gas natural, las reservas probadas, según
se estiman en cerca de 187,3 trillones (1012) de metros
cúbicos (Tcm), con recursos recuperables adicionales de
460 Tcm; y las reservas probadas de gas no convencional, cuya evaluación se dificulta por la heterogeneidad
de las formaciones rocosas en donde se encuentra este
hidrocarburo, se estiman en 330 tcm (BP, 2013). A los
niveles del consumo actual, se ha determinado que las
reservas probadas de gas pueden satisfacer el consumo
de este hidrocarburo por un período de 56,7 años; encontrándose las mayores reservas en Irán (18%), Rusia
(17,6%), Qatar (13,4%), Turkmenistan (9,3%), USA
(4,5%), Arabia Saudita (4,4%), Emiratos Árabes Unidos
(3,3%) y Venezuela (3,0%) (BP, 2013).
Shale Gas
En el caso de los Estados Unidos conviene resaltar
que este país posee cerca del 50% de las reservas mundiales del Shale Oil/Shale Gas, petróleo de esquistos
bituminosos o lutitas, considerado como fuente no convencional de gas natural contenido en rocas profundas y
extraíbles con tecnología de perforación petrolera y fractura de dichas rocas con presión hidráulica. La extracción plantea aún importantes problemas ambientales y
energéticos; sin embargo, preliminarmente se estima que
Estados Unidos, con la incorporación de las reservas de
este hidrocarburo no convencional puede llegar a convertirse en el mayor productor mundial de petróleo hacia
2020, reduciendo progresivamente sus importaciones
hasta lograr ser un exportador neto de petróleo hacia
2030. (IEA, 2012)
Carbón
Las reservas probadas mundiales de carbón se calculan en 730 gigatoneladas equivalentes aproximadamente
a 3.600 millardos de barriles de petróleo, con reservas
probadas de carbón de lignito cercanas a 280 giga-tone-
314
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ladas (109) o 700 millardos de barriles equivalentes de
petróleo, en base a lo cual, en BP estima que el carbón
representa la más alta relación reservas/producción en
los combustibles fósiles para satisfacer el consumo por
109 años (BP, 2012) y, mientras que Europa y Eurasia1
poseen las mayores reservas regionales, América del Norte tiene la más alta relación de producción/reservas; sólo
en el caso de los Estados Unidos, según esta relación, las
reservas probadas de carbón podrían satisfacer el consumo por más de 250 años. A nivel de países individualmente considerados, las más altas relaciones producción/
reservas las tienen la Federación Rusa (443) y Ucrania
(384). Igualmente se calcula en recursos carboníferos recuperables (carbón y lignitos) un monto adicional de
cerca de 18 Teratoneladas (1012) y 4 Teratoneladas respectivamente. Todo lo cual, a los niveles actuales de consumo, permite estimar una disponibilidad de este recurso
durante un lapso entre 200 y 250 años, siendo los principales países que disponen del mismo los Estados Unidos (28%), Rusia (17%) y China (16%) y Europa Occidental (14%) (BP, 2012).
Energías Renovables
En cuanto a las fuentes energéticas renovables, no es
muy apropiado aplicar el concepto de reservas; sin embargo se estima que de estas fuentes energéticas, la energía hidráulica proporcione en la actualidad 3,4 cuatrillones (1015) de BTU; la biomasa, incluyendo sus diferentes fuentes 4,50 y otras energías renovables, incluyendo
la solar, hidrógeno líquido, metanol y otros 2,84 (EIA,
2013).
Finder (2011), citando fuentes de Greenpeace, señala
que el potencial de las fuentes de energías renovables, en
su conjunto proporciona 3.078 veces el total de las necesidades actuales de demanda energética global, siendo la
energía solar la fuente de mayor potencia (cada día llega
a la Tierra una cantidad de energía 2.850 veces más del
total actualmente requerido, dicho de otro modo un día
Desarrollo energético en Venezuela
315
bastaría para satisfacer la demanda de 8 años). La tierra
recibe de esta fuente 1.500 cuatrillones (1015) de kilovatios/hora de energía por año. A la energía solar le siguen
en orden a la capacidad energética potencial para satisfacer la demanda energética actual, la eólica (200 veces),
la biomasa (20 veces), la geotérmica (5 veces), las olasmareas (2 veces), y la hidráulica (1 vez).
CONCLUSIONES
1. No se vislumbra un colapso del suministro energético mundial tradicional en corto plazo.
2. Las energías renovables cuentan con suficiente potencial para suplir la demanda energética en el futuro
cercano.
3. Los Estados Unidos dejarán de ser energéticamente
deficitarios e incluso podrían llegar a exportar tan cerca
como el año 2030.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
British Petroleum. (2013). BP Statistical Review of
World Energy, June 2013. [Documento en línea] Disponible
en:
http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/
statistical-review/statistical_review_of_world_energy
2013.pdf. [Consulta julio 2013].
DELOITTE. (2012). Predicciones sobre energía y recursos, 2012. [Documento en línea] Disponible en: http:/
/www.deloitte.com/assets/Dcom-Uruguay/Local%20
Assets/Documents/Industrias/UY_Predicciones-Energia
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AEO 2013 Early Release Overview, abril/mayo 2013.
[Documento en línea] Disponible en: http://www.eia.
gov/forecasts/aeo/er/pdf/0383er(2013).pdf [Consulta julio 2013].
316
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
International Energy Agency. (2012). World Energy
Outlook, 2012. [Documento en línea]. Disponible en:
http://www.iea.org/publications/freepublications/
publication/English.pdf [Consulta julio 2013].
(NOTAS)
Eurasia o Euroasia es un término que define una zona
geográfica que comprende Europa y Asia unidas. Puede
considerarse un “supercontinente”, pues los continentes tradicionales de Europa y Asia forman en realidad una sola
masa continental. (Wikipedia, 2013)
1
Desarrollo energético en Venezuela
317
3.2 Venezuela en el contexto mundial
energético futuro
Ing. Nelson Hernández y Ing. Juan L. Martínez
Desde el año 2005, el G8 (Alemania, Canadá, Estados
Unidos, Francia, Italia, Japón, Reino Unido y Rusia) se
planteó un conjunto de acciones que dieran origen a un
nuevo esquema energético mundial (Hirst, 2007). Dicho
esquema contempla, entre otras, la seguridad energética1
de sus miembros (independencia de la importaciones de
hidrocarburos), la eficiencia energética (menor consumo), utilización de fósiles más limpios ambientalmente
(léase gas, “eliminación” del motor a combustión interna), captura del CO2 (efecto invernadero) e involucrar a
otros países emergentes en la consecución de estos objetivos (China, India, México, Brasil y Sur África).
Lo que está sucediendo hoy en día en el manejo energético mundial, no es producto del azar, sino de toda
una estrategia establecida hace 8 años. Es así como aparecen nuevas fuentes de energía, se exploran otras, países que se trasforman en exportadores netos de energía,
es decir, hay un cambio (sin retorno) en el esquema
energético mundial que va a regir el mundo a partir del
primer cuarto del siglo XXI, y cuyo aspecto central es la
perdida de la supremacía del petróleo, la cual será cedida
al gas natural, por ser este el fósil más amigable al ambiente.
En la búsqueda de la “autosuficiencia energética”, el
gran salto lo ha dado Estados Unidos al desarrollar tecnología para la explotación y desarrollo del petróleo y
gas de lutitas (shale oil y shale gas) lo cual entra dentro
de los hidrocarburos no convencionales, al igual que las
arenas de Athabasca en Canadá y la Faja Petrolífera del
318
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Orinoco (FPO) en Venezuela. Este salto, le permitirá a
Estados Unidos (el primer gran consumidor de hidrocarburos y el segundo en energía total a nivel mundial)
poseer las mayores reservas mundiales de hidrocarburos,
ser exportador neto de gas en el 2020 y cubrir el 80 %
de sus necesidades de petróleo en el 2025.
El Cuadro 1 presenta una comparación entre los primeros 13 países con mayores reservas de hidrocarburos
para el año 2000 y el año 2011. Los países que salen de
la jerarquización son 4 OPEP: Kuwait, Nigeria, Libia y
Argelia. Entran en la jerarquización del 2011 China,
Turkmenistán, Brasil y Argentina. La supremacía de Estados Unidos es contundente con 2306 millardos de barriles de reservas, 3,9 veces mayor a las de Rusia que
ocupa el segundo lugar.
Venezuela ocupa el cuarto lugar con 331 millardos de
barriles de reservas, donde el 90 % es petróleo, y de estos el
87% es petróleo no convencional de la FPO. En Latinoamérica aparecen 2 nuevos actores que son Brasil (petróleo
del Pre Sal y gas de lutitas) y Argentina (gas de lutitas).
La Figura 1 muestra la pérdida de supremacía de Venezuela en lo concerniente a reservas de gas natural
(convencional y no convencional) al pasar a ocupar el
cuarto lugar.
Argentina lidera la región con 786 Tera2 pies cúbicos
de gas (TPC), de los cuales el 98 % son gas de lutitas. Le
siguen México (693 TPC) y Brasil (242 TPC). Es de destacar que Argentina, México, Brasil y Chile son hoy
importadores netos de gas (vía gasoductos de Bolivia y
GNL de Trinidad, Perú y otros países) y que a futuro no
muy lejano, además de satisfacer sus necesidades se convertirán en exportadores netos de gas. Esta situación
cambia completamente el panorama actual ya que las
exportaciones (Bolivia, Trinidad y Perú) de gas en la región tendrán que buscar otros mercados fuera de ésta.
Esta situación también afecta los proyectos asomados
por Venezuela de exportación de gas vía GNL.
69
263
100
182
98
113
97
77
17
30
29
36
11
1122
136
1258
245
36
151
10
34
18
9
24
84
29
24
8
26
698
195
893
314
299
251
192
132
131
106
101
101
59
53
44
37
1820
331
2151
Otros países
Total Mundo
USA
Rusia
Irán
Venezuela
Arabia Saud.
Canadá
China
Qatar
Irak
Turkmenistán
Brasil
Emiratos Arab.
Argentina
2116
336
151
297
265
190
31
25
143
1
97
98
3
3753
726
4479
190
258
192
34
47
75
227
145
21
141
40
35
129
1534
757
2291
Petróleo Gas(*)
(1) Convencionales y no convencionales (*) TPC = 6100 pies cúbicos de gas
Otros países
Total Mundo
Rusia
Arabia Saud.
Irán
Canadá
Emiratos Árab.
Irak
Kwait
Venezuela
Qatar
USA
Nigeria
Libia
Algeria
Petróleo Gas(*) Total
2306
594
343
331
312
265
258
170
164
142
137
133
132
5287
1483
6770
Total
Cuadro 1. Los primeros 13 países en reservas de Hidrocarburos (1) (Millardos de Barriles)
2000
2011
Desarrollo energético en Venezuela
319
320
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Argentina
774
México
786
693
681
Brasil
226
Venezuela
195
Chile
68
Paraguay
62
Bolivia
48 58
Colombia
19 25
Uruguay
21
Tri. & Tob.
14
Perú
13
242
206
Lutitas
No Lutitas
= 1906
= 282
Total
= 2188
Figura 1. Reservas de Gas (TPC) en América Latina
(2011). Fuente: BP 2011/WEC.
Por otro lado, la competencia del gas venezolano se ve
cuesta arriba, ya que de los 195 TPC de reservas de gas
convencional, el 85 % (166 TPC) está asociado a petróleo
(su disposición está atada a la producción de petróleo), y
de éstos, 74 TPC están asociados a crudo FPO, de difícil
desarrollo. Cabe señalar, que el gas de lutitas es un gas
que no contiene petróleo o contiene muy poco, el cual se
considera un gas no asociado.
Por otra parte, Japón anuncio en mayo de 2013
(Hernández, 2013) su decisión de explotar los yacimientos de Hidratos de Metano que están en su mar territorial. El siguiente paso de los japoneses es realizar una
prueba de producción a largo plazo, que podría durar entre seis meses y un año, y luego la producción comercial
completa para el 2019. La explotación de los abundantes
depósitos de hidratos de metano cerca de su costa per-
Desarrollo energético en Venezuela
321
mitiría a Japón poner fin a su dependencia energética
del exterior, con suficiente gas recuperable para satisfacer sus demandas de energía para 100 años.
Estados Unidos ha venido realizando ajustes y cambios tecnológicos e igualmente cambios de hábitos en su
población, donde destacan un aumento en la eficiencia
energética y un mayor uso del vehículo eléctrico. Esto,
junto al aumento de su producción interna de petróleo
no convencional (shale oil), ha dado como resultado una
disminución de 3,1 MBD3 en la importación de crudos y
productos, al pasar de 13,7 MBD en el año 2005 a 10,6
MBD en el año 2012. La meta de esta tendencia es de
alcanzar en el 2020 una importación no más allá de 6,0
MBD y de 3,5 MBD en el 2035. La Unión Europea está
siguiendo una estrategia similar a la de los Estados Unidos de América, como es la de reducir su consumo en
un 20% para el año 2020.
En el último estudio sobre la oferta y demanda de energía a nivel mundial de la Agencia Internacional de Energía,
se establece que la producción de petróleo pasa de 84,5
MBD en el 2011 a 96,7 MBD en el 2035 (IEA, 2012). Es
decir, un crecimiento neto de 12,2 MBD, conformado por
una disminución de 3,1 MBD en petróleo convencional, un
aumento de 6,0 MBD en líquidos y un aumento en petróleo no convencional de 9,3 MBD. Véase Cuadro 2.
De este crecimiento la OPEP proporciona 10,7 MBD.
4,5 MBD en petróleo convencional, 4,1 en líquidos del
gas natural y 2,1 MBD en petróleo no convencional.
El Cuadro 3, muestra la proyección de la producción
OPEP para cada uno de sus miembros.
Es de destacar lo atinente a la producción asignada a la
FPO donde durante el periodo de estudio crece solo 1,5
MBD para alcanzar los 2,1 MBD en el año 2035. Por otra
parte, el total de producción de Venezuela se sitúa para ese
mismo año en 3,5 MBD, es decir, que la producción de
crudo convencional más LGN4 es de 1,4 MBD.
322
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Cuadro 2. Producción de petróleo y derivados.
Producción Combustibles 2011
Líquidos (MBD)
2020
2035
OPEP
Petróleo Convencional
29,3
29,8
33,8
Líquidos gas natural
5,7
7,0
9,8
Petróleo No Convencional
0,7
1,8
2,8
TOTAL
35,7
38,6
46,4
Petróleo Convencional
39,2
37,1
31,6
Líquidos gas natural
6,4
8,2
8,3
Petróleo No Convencional
3,2
8,0
10,4
TOTAL
48,8
53,3
50,3
Petróleo Convencional
68,5
66,9
65,4
Líquidos gas natural
12,1
15,2
18,1
Petróleo No Convencional
3,9
9,8
13,2
TOTAL
84,5
91,9
96,7
Variación procesos
2,1
2,5
2,9
Total Hidrocarburos
86,6
94,4
99,6
Biocombustibles
1,3
2,4
4,5
TOTAL LÍQUIDOS
87,9
96,8
104,1
No OPEP
MUNDO
Fuente: IEA 2012
323
Desarrollo energético en Venezuela
Cuadro 3. Proyección de producción.
OPEP. Producción
Combustibles
Líquidos (MBD)
Medio Oriente
Irán
Irak
Kuwait
Qatar
Arabia Saudita
Emiratos Árabes
TOTAL
NO Medio Oriente
Argelia
Angola
Ecuador
Libia
Nigeria
Venezuela
TOTAL
TOTAL OPEP
Crudo Convencional
Crudo No
Convencional (FPO)
Líquidos del
Gas Natural
Gas a Liquido
Variación procesos
TOTAL OPEP
Fuente: IEA 2012
2011
2020
2035
4,2
2,7
2,7
1,8
11,1
3,3
25,8
3,3
6,1
2,7
1,8
10,6
3,3
27,8
4,5
8,3
3,1
2,5
12,3
3,7
34,4
1,8
1,7
0,5
0,5
2,4
2,7
9,6
35,4
29,3
1,9
1,7
0,4
1,6
2,6
2,7
10,9
38,7
29,8
2,0
1,6
0,3
2,0
2,7
3,5
12,1
46,5
33,8
0,6
5,7
1,4
7,0
2,1
9,8
0,0
(0,2)
35,4
0,2
(0,3)
38,4
0,5
(0,3)
46,2
324
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Este número para el 2011 es de 2,1. En otras palabras,
se compensa la caída de producción de este tipo de crudo
con el “exiguo” crecimiento de la FPO.
En cuanto a precios, el mercado pasará de estar controlado por los oferentes, a ser un mercado mayormente
de compradores; mayor cantidad de países con capacidad
de exportación, incluyendo gas natural, lo cual es indicativo de una probable reducción de los niveles de precios
en términos reales.
En definitiva, Venezuela en el contexto mundial de los
hidrocarburos a futuro participa de manera poco significativa. Ello a pesar de ocupar el cuarto lugar mundial
en reservas de crudo, por lo que no tendría cabida, desde
el punto de vista de mercado, un desarrollo de hasta 4
MBD de la FPO, volumen este que se contempla en los
planes del gobierno 2013–2019 para el 2025 (meta que
por otra parte se considera muy difícil de lograr por razones de tiempo e inversión). Esta cifra toma carácter de
aspiración nacional al evidenciarse una estimación semejante en los programas de gobierno presentados por la
oferta electoral alternativa para ese mismo periodo. El
contraste entre el escenario mundial planteado por la
IAE y la aspiración nacional indica una situación que
reclama una permanente atención al desarrollo del mercado petrolero para satisfacer las demandas sociales y
económicas del país con base a la producción y renta
petrolera.
Más aún, lo anterior obliga, sin dilación, a establecer
una base económica nueva para paliar, lo que hoy se
evidencia en los escenarios energéticos y que puede conducir a la paradoja de ser un país pobre con una riqueza
(petróleo) que no se supo aprovechar para el bienestar
colectivo.
Sin embargo, aún queda una ventana de algo menos
de 15 años (es cuestión de tiempo), para obtener una
participación mayor a nivel mundial, lo cual requiere de
Desarrollo energético en Venezuela
325
acciones que den lugar, a cambios estructurales en la
gestión petrolera, que comprendan modificación del paradigma conservacionista del recurso, la apertura a mercados más amplios y menos restringidos por las regulaciones de la OPEP, la incorporación de inversionistas
extranjeros y nacionales como socios de negocio, que faciliten la factibilidad financiera de los proyectos, adecuar
leyes y reglamentos, administrar la renta petrolera. Estas
acciones serian el marco base para una nueva política
energética integral del país, aspecto que no se discute
desde los años 70 del siglo XX.
Es importante indicar que al menos transcurren 4
años para que se materialice cualquier acción (de las
indicadas) que se tome hoy. Mientras más tarde se tome
la acción más se recorta la ventana de los 15 años.
Lo dicho anteriormente para el petróleo venezolano, es
trasladable para el gas natural.
CONCLUSIONES
Como corolario se puede indicar:
Venezuela ya no será una referencia energética mundial en los próximos 20 años, por lo que hay que poner
los pies sobre la tierra hoy, y romper el paradigma que
el petróleo será para siempre….
Hay que comenzar a correr para montarnos en el
último vagón del “Tren del Futuro”… El mundo energético cambió… y cambió para bien de la humanidad… no
hay retorno.
Es tarea de los técnicos educar sobre este particular.
326
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Hernández, N. (2013). Hidratos de Metano. Canadá
abandona y Japón continúa. [Artículo en línea] Disponible en: http://gerenciayenergia.blogspot.com/2013/05/
hidratos-de-metano-canada-abandona-y.html. [Consulta,
julio 2013].
Hirst, N. (2007). G8 Plan of Action. IEA reporting on
Energy Technology Perspectives. Paris, IEA. [Documento
en línea] Disponible en: http://www.iea.org/media/
workshops/2007/egrd/Hirst.pdf. [Consulta julio 2015].
International Energy Agency, (IEA). (2013). World
Energy Outlook 2012. Paris, autor. [Documento en línea] Disponible en: http://www.iea.org/publications/
freepublications/publication/Spanish.pdf. [Consulta, julio
2013].
(NOTAS)
Por primera vez se incluye este tema en los análisis
energéticos producto de la incertidumbre de suministros
confiables de hidrocarburos por países no amigables.
1
2
Un Tera es igual a 1012.
3
MBD: Millones de Barriles Diarios.
4
LNG: Liquefied Natural Gas./GNL: Gas Natural Licuado.
Desarrollo energético en Venezuela
327
3.3 Inversiones en ciencia y tecnología
en energías
Ing. José Manuel Martínez
El siglo XX fue el siglo del petróleo para la generación
y utilización de la energía, para todas las aplicaciones. El
siglo XXI tiende cada vez más al abandono de los combustibles fósiles, a ser el siglo de las energías renovables.
La explotación del petróleo requirió grandes esfuerzos e
inversiones en la producción de los conocimientos científicos y las tecnologías necesarias para su aprovechamiento generalizado. El siglo XXI va a requerir esfuerzos semejantes para lograr el completo dominio de las
energías alternativas.
En el año 2009 la inversión en proyectos y compañías
de energías limpias fue de $155.000 millones, de los cuales $117.000 millones fueron en energías renovables. En
ese año ya se superaron las inversiones en combustible
fósiles; sin embargo, el porcentaje de inversiones en I+D1
en energías renovables se mantuvo entre 1974 y 2003 en
un 7,6% de los gastos totales en I+D en energía.
El mundo contemporáneo se encuentra en una importante transición tecnológica -energética- de la mayor importancia. Las necesidades de energía siguen creciendo
-tanto en los países industrializados como, más aún, en
los países en vías de desarrollo-, siendo satisfechas todavía y por unos cuantos años más, mayormente, cerca de
un 80%, por combustibles fósiles: carbón, petróleo y gas
natural, véase Figura 1. El uso de estos combustibles origina gases de efecto invernadero, responsables en la mayor proporción por el aumento de temperatura en el
globo terrestre y el cambio climático, actual amenaza
global que con dificultades se intenta disminuir. Una vía
principal es reemplazando su uso por otras fuentes de
328
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
energía, limpias y renovables: eólica, solar, geotérmica,
oceánica, véase crecimiento de la inversión en energías
renovables en Figura 2.
El porcentaje de utilización de energías renovables
(ER) es ya importante, 19% en 2012, aunque tienen todavía mucho peso las energías tradicionales como bio-
Biomasa/solar/calor
geotérmico y agua 4,1%
caliente
RENOVABLES
Energía
Global
Renovables 9,7%
modernos
Hidro 3,7%
19%
Biomasa 9,3%
tradicional
Energía de Viento/
Solar/ Biomasa/ 1,1%
Geotermal
Biofuels 0,8%
Energía Nuclear 2,8%
Combustibles fósiles 78,2%
Figura 1. Estimado compartido de energía renovable (2011).
Fuente: REN21 GSR2013
Millardos de $US
300
279
250
244
227
200
172
146
150
168
100
100
50
0
65
40
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Figura 2. Nuevas inversiones mundiales en energía renovable
(2004-2012). Fuente: REN21 GSR2013
Desarrollo energético en Venezuela
329
masa e hidroeléctrica, cuyo desarrollo tecnológico viene
ya desde el siglo XIX. El crecimiento de las inversiones
en ER ha sido constante, salvo el descenso en el año
2012, debido a las crisis.
La búsqueda de seguridad energética ha influido e influye también en forma determinante. Los países consumidores, no productores de petróleo, han venido tratando
de evitar las restricciones y condicionamientos al suministro de petróleo que los países productores establecieron
en los años 70 del siglo XX. En muchos países pequeños,
el alto costo actual del petróleo y sus derivados para la
producción de energía consume un alto porcentaje de
divisas para importaciones y todavía, en muchos países,
el acceso a la energía no es accesible a numerosas familias, quienes no pueden aprovechar muchas de las ventajas de la sociedad contemporánea.
La problemática energética es hoy día una parte importante de la agenda internacional y de los planes de
desarrollo socioeconómico, científico y tecnológico de casi
todos los países del mundo.
Los países industrializados han venido desarrollando
conocimientos y tecnologías para aprovechar las energías
alternativas. Los organismos internacionales apoyan la
búsqueda de nuevas soluciones para ayudar a los países
en vías de desarrollo. La mayoría de los países, incluyendo los países en desarrollo, van estableciendo políticas
energéticas que toman en cuenta la búsqueda de la eficiencia energética y la progresiva utilización de sus propios recursos en energías renovables, mucho más distribuidas mundialmente que los combustibles fósiles.
Para facilitar el acceso a la energía, muchos países
subsidian el uso de los combustibles fósiles, tanto para el
transporte como el uso doméstico y el industrial y eso se
convierte en una limitación importante para las medidas
de eficiencia energética (EE) y la introducción de energías renovables (ER). Los intereses geopolíticos de Venezuela, importante productor mundial de petróleo, la ha
330
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
llevado a facilitar y subsidiar el suministro de petróleo a
los países del Caribe y Centroamérica, pero estos están
adelantando interesantes programas en EE y ER, con
apoyo internacional.
Las principales políticas mundiales y la información
sobre el mercado de la energía están mayormente dedicadas a las energías renovables (ER), ésta es la tendencia mundial central. Las inversiones en petróleo siguen
siendo muy importantes, así como en I+D en combustibles fósiles y nucleares, pero la tendencia en los últimos
20 años es un rápido crecimiento del uso de ER. Brevemente se tratará de mostrar cifras sobre la importancia
relativa de los diferentes tipos de ER y de sus tendencias
en la utilización e I+D, a nivel mundial.
Fue a partir de los años 70 del siglo XX cuando los
países industrializados empezaron a invertir en actividades de I+D sobre energías renovables, como puede verse
en las Figuras 3 y 4 (IEA, 2006). Después de importantes inversiones en los años 1980 y 1981, las crisis económicas y la presión de los grandes intereses sobre el
petróleo fueron debilitando estas inversiones; decrecieron
pero se han mantenido más o menos constantes desde
1986.
Hoy día algunas de las energías renovables están bastante maduras y su utilización crece exponencialmente,
como puede verse en las Figuras No 5, 6, 7, 8, 9 y 10.
Eso no significa que ya no hay necesidad de muchos
mayores esfuerzos de I+D+i2.
Cada vez más países han establecido metas sobre
energías renovables. Para 2012, 118 países; de los cuales
más de la mitad son países en desarrollo. De todos ellos
109 habían definido políticas. Se mencionan algunas iniciativas actuales interesantes: Como consecuencia de la
tragedia de Fukushima, Alemania se comprometió a salir
de la energía nuclear en 2022 y ha reformado completamente su sector energético, planteando lo que ha denominado “Energiewende” (Transición Energética), enfo-
331
Desarrollo energético en Venezuela
16000
Millones de $USD (precios 2004 y tasas de cambio)
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Otras
Fusión Nuclear
Poder y almacenamiento
Fisión Nuclear
Energía Renovable
Combustibles Fósiles
Conservación
Figura 3. Presupuestos oficiales invertidos en (I&D) en
energía en los miembros del EIA (1974-2003). Fuente: EIA
Energía Renovable, prioridades en I&D.
2500
Millones de $USD (precios 2004 y tasas de cambio)
2000
1500
1000
500
0
Pequeños hidro (<10 MV)
Grandes hidro (>10 MV)
Geotérmica
Biomasa
Océano
Viento
Solar Térmico
Solar Fotovolt.
Solar Calor/Frio
Figura 4. Presupuestos oficiales invertidos en (I&D) en
energía renovable en los miembros del EIA (1974-2003).
Fuente: EIA Energía Renovable, prioridades en I&D.
332
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Figuras (5-7). Inversión en el desarrollo de diferentes fuentes
de Energías Renovables.
Desarrollo energético en Venezuela
333
Figuras (8-10). Inversión en el desarrollo de diferentes fuentes de Energías Renovables.
334
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
cándose en inversiones masivas de infraestructura en
“eficiencia energética y fuentes de energías renovables”.
Es país puntero en el desarrollo y utilización de las nuevas tecnologías y ayuda a los países centroamericanos en
estas áreas. En varios campos tiene ya tecnologías maduras y hace grandes esfuerzos en I+D+i sobre ER. Al
comienzo de su administración, el Presidente Obama en
Estados Unidos, decidió duplicar la capacidad de energías
renovables, de 28,8 GW al final de 2008 a 57,6 GW al
final de 2011, así como la capacidad de producción de
ER, de 6 GW/año a 12 GW/año en 2011. En Canadá
existen 12 centros de investigación dedicados a la I+D en
energías alternativas.
La Agencia Internacional de Energía (IEA) en el documento publicado en 20063 “Renewable Energy: RD&D
Priorities” reseña en detalle los esfuerzos de I+D+D (Investigación, Desarrollo y Demostración) de numerosos
países de la organización, indicando presupuestos generales y para las distintas tecnologías y fuentes renovables.
En el cuadro que sigue se presenta un resumen de los
montos generales de I+D+D en energía y el porcentaje
correspondiente a ER para ilustrar los montos, las tendencias y variedad de esfuerzos.
Como se ve en el Cuadro 1 junto a los países más
industrializados –Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Francia, Canadá–, otros menores o menos desarrollados tienen un crecimiento de sus inversiones en
I+D, como España, Suecia, Suiza, Holanda, Finlandia.
Estados Unidos, Japón y Alemania cubrieron el 67,8%
del financiamiento en I+D+D4 de todos los países de la
IEA en el período 1974-2003, siendo los gastos totales en
investigación en energía USD 308.000 millones, de los
cuales en energías renovables USD 27.400 millones
(7,6% del total en energía). En 2003 el total de I+D+D
en energía fue USD 9.200 millones, de los cuales USD
841 millones en ER. Los gastos en investigación, desarrollo y demostración en energías renovables han venido
335
Desarrollo energético en Venezuela
aumentando progresivamente en los últimos años, salvo
la declinación en 2012. El porcentaje de I+D+D en ER
respecto a los gastos de investigación en energía representaron entre 1990 y 2003 el 8,2%.
Es importante presentar la variedad de las energías
renovables: eólica, biomasa, pequeños sistemas hidroeléctricos, energía solar fotovoltaica, geotérmica, solar por
concentración, marina u oceánica (por oleaje y por mareas), las cuales se diferencian no sólo por la fuente sino
también por el tipo de transformación y de tecnología.
Cuadro 1. Presupuestos de I+D+D en energía y ER en distintos países
País
Presupuesto5 para
+D+D en energía
(USD millones)
Periodo
de cálculo
% presupuesto
dedicado a ER
Australia
687
1979-1997
12
Austria
785
1977-2002
20
Canadá
8.790
1974-2002
7,4
Dinamarca
890
1975-2002
33
Finlandia
777
1990-2002
10,7
Francia
9.800
1985-2002
<2
Alemania
3.550
1992-2002
25
Italia
14.000
1977-2002
6,4 6
Japón
77.000
1974-2001
4,1 7
Holanda
4.880
1974-2001
15,4
España
2.700
1974-2002
20 8
Suecia
2.730
1974-2001
25
Suiza
3.100
1974-2002
20
R. Unido
14.600
1974-2002
4,7
E.U.A.
106.000
1974-2002
10,4
Fuente: IEA. Renewable Energy: RD&D Priorities. http://www.
iea.org/publications/freepublications/publication/renewenergy.
pdf
336
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Es necesario diferenciar tres generaciones en las ER:
1. Las derivadas de la revolución industrial a fines del
siglo XIX: hidroelectricidad, combustión de biomasa, electricidad y calor geotérmico, cuyo desarrollo
tecnológico está bastante maduro.
2. Calefacción y enfriamiento solar, energía eólica,
formas modernas de la bioenergía, solar fotovoltaica (muchas de las cuales tienen ya tecnologías
muy desarrolladas, pero también muestran avances
revolucionarios en materiales).
3. En desarrollo: energía solar concentrada, energía
oceánica, sistemas geotérmicos mejorados, sistemas
bioenergéticos integrados.
La utilización de las ER está descrita muy detalladamente en los documentos emitidos por REN21 (Renewable Energy Policy Network for the 21st century),
EUREC European Renewable Energy Research Centres
Agency, IEA International Energy Agency, Renewable
Energy: RD&D Priorities. En ellos se proponen numerosos temas de I+D+i, para cada una de las principales
ER, los cuales sería importante analizar con detalle para
apreciar el amplio campo de investigación y la magnitud
de los esfuerzos necesarios, parte del importante cambio
tecnológico que se está dando para sustituir los combustibles fósiles y aprovechar las inagotables fuentes naturales limpias.
CONCLUSIONES
Nuevas tecnologías para las diferentes ER están a diferentes niveles de desarrollo y muchos países las están
utilizando en forma creciente. Se están creando nuevos
empleos y hay hacer más esfuerzos para la formación de
personal a todos los niveles de calificación. Se requiere
reducir costos; facilitar su integración de las ER a la red;
reducir pérdidas; determinar los recursos regionales para
las distintas ER; realizar investigaciones más avanzadas
337
Desarrollo energético en Venezuela
para la disminución mediante ER, del consumo energético en edificaciones y transporte; se requiere financiamiento para crear nuevas infraestructuras de laboratorios y centros de I+D+i, crear nuevas opciones de almacenamiento de energía y calor; definir nuevas políticas que incluyan aspectos sociales.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
European Communities. (2009). Research Priorities
for Renewable Energy Technology by 2020 and Beyond.
Luxembourg, Office for Official Publications of the
European Communities. [Documento en línea] Disponible en:
http://www.energy.eu/publications/a06.pdf.
[Consulta, julio 2013].
International Energy Agency (IEA). (2006). Renewable Energy RD + D Priorities. Insights from IEA
Tecnology Programmes. Paris, OECD. [Documento en línea] Disponible en http://www.iea.org/publications/
freepublications/publication/renewenergy.pdf [Consulta
julio 2013].
Renewable Energy Policy Network for the 21 st
Century (REN21). (2013). Renewables 2013 Global Status Report [Documento en línea] Disponible en: http://
www.ren21.net/Portals/0/documents/Resources/GSR/
2013/GSR2013_lowres.pdf. [Consulta julio 2013].
(NOTAS)
1
2
I+D: Investigación y Desarrollo
I + D + i = Investigación, Desarrollo e innovación.
Fuente: IEA. Renewable Energy: RD&D Priorities http://
www.iea.org/publications/freepublications/publication/
renewenergy.pdf
3
4
I+D+D = Investigación + Desarrollo Tecnológico + Demostración (puesta a prueba de prototipos).
338
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
5
Cifras a precios y tasas de cambio de 2002
6
A mediados de los ’90 llegó a 15%
En 2001 fueron USD 3.400 millones, que significaron
40% de la inversión de todos los países de la IEA.
7
8
En las últimas dos décadas.
339
Desarrollo energético en Venezuela
4. NUESTRA RIQUEZA ENERGÉTICA
4.1 Energía Fósil1
Venezuela es un país con abundantes recursos de hidrocarburos, tal como se puede apreciar en la Figura 1,
donde se muestra el potencial energético del país. En
esta sección se consideran las reservas de Petróleo y Gas.
Millones
de TPE
%
30400
82,9
Millones
de TPE
Mini Hidraúlicas
7
4925
13,4
Bio Energía
Carbón(1)
320
1,0
Solar
Renovables(2)
450
1,2
Eólica
1,5
Geotermal
Maremotriz
Hidraúlica
Total
Petróleo
Gas(1)
Nuclear(3)
Total
560
36655
100,0
TPE= 7,33 Barriles Petróleo Equivalente
%
1,6
17
3,8
228
50,6
70
15,6
8
26
94
450
1,8
5,8
20,8
100,0
Fuentes:
(1) Tomadas del Informe BP 2011
(http:/www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=704622)
(2) Energías Renovables: potencial energético de recursos aprovechables. División de
Alternativas Energéticas MEM (2001) Martínez, A.
(3) Venezuela en el Juego Nuclear
(http:/plumacandente.blogspot.com/2009/10/venezuela-en-el-juego-nuclear.html)
Figura 1. Potencial energético estimado
(2010). Modificado de N. Hernández.
de
Venezuela
Petróleo
Para el año 2007, de acuerdo con datos publicados
por Petróleos de Venezuela (PDVSA, 2007) se estimaban
las reservas de petróleo en 99,4 mil millones (millardos)
340
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
de barriles. Este conocimiento ha permitido establecer el
paradigma de que Venezuela es una potencia mundial en
hidrocarburos.
La mayor proporción, 58,4%, corresponde a reservas
de crudos extra pesados, con una gravedad ºAPI entre
8,3–9,9.
La Figura 2 representa la cantidad total y la distribución porcentual de las reservas de hidrocarburos, clasificados según su gravedad.
Gravedad
API
o
Condensado ........
99,4
> 40
Livianos .............
30 a 40
Medianos ..........
22 a 29,9
10,0
(10,0%)
11,9
(12,0%)
Pesados ............
10 a 21,9
17,5
(17,6%)
Extrapesados ...
8,3 a 9,9
1,9
(2,0%)
Bitumen Natural < 8,3
58,1
(58,4%)
Figura 2. Reservas de Petroleo de Venezuela (Millardos de
Barriles). Año 2007. Fuente: PDVSA Información Financiera y
Operacional (2007). Modificado de N. Hernández.
87,3
80,5
77,1
Proyecto
Magna
Reserva
276,2
99,4
Livianos
Medianos
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Pesados
Extrapesados
2003 2004 2005 2006 2007 2009
DISTRIBUCIÓN (%)
ción Financiera y Operacional (2007)
Figura 3. Venezuela, reservas y distribución de petróleo (Millardo de Barriles). Fuente: PDVSA Informa-
Condensados
2003 2004 2005 2006 2007 2009
80,0
RESERVAS
Desarrollo energético en Venezuela
341
342
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Las reservas de petróleo de Venezuela se vieron incrementadas por los resultados del Proyecto Magna Reserva, tal como se puede apreciar en la Figura 3.
Las reservas certificadas en la Faja Petrolífera del
Orinoco (FPO), se basan en un factor de recobro de
20%. La explotación de la FPO es técnicamente posible y
de hecho en la actualidad se está realizando, aunque el
factor de recobro de 20% no se alcanzado hasta el momento.
La explotación a gran escala presenta aspectos ambientales complejos que deben ser resueltos, tales son los
inherentes a la elevada producción de coque y azufre en
el proceso de mejoramiento del crudo. La Figura 4
muestra la estimación de estos subproductos para diferentes niveles de producción de crudo mejorado en la
FPO.
Figura 4. Estimación de la producción de coque y azufre
para diferentes niveles de producción de crudo mejorado.
343
Desarrollo energético en Venezuela
De lo expuesto se concluye que el Proyecto Magna
Reserva convierte a Venezuela en el país con mayores
reservas de hidrocarburos. Sin embargo, hay que hacer
notar que el 95% de las reservas son de crudos pesados y
extra-pesados, que son difíciles de explotar y comercializar.
La Figura 5 muestra el tiempo al agotamiento de las
reservas de los 10 países con mayor cantidad disponible
a nivel mundial.
Reservas (Millardos de barriles)
300
125 años
100 años
250
Arabia Saudita
50 años
43 años
Mundo
200
Canadá
150
Irak
Irán
Kuwait
100
25 años
Emiratos Árabes
Venezuela
50
0
Rusia
Libia
Kasakastan
0
5
10
1 5
Producción (Millones de barriles/día)
Figura 5. Sendero de los 10 primeros en reservas de petróleo (2008). Fuente: BP (2008).
Del mismo modo la Figura 6 muestra el tiempo al
agotamiento de los países de América Latina y El Caribe
que acumulan mayores reservas de petróleo.
Gas
Respecto a las reservas de gas natural, Caro y
Hernández (2013) indican en la Figura 7 la evolución de
las reservas de gas para el periodo 1998–2012.
344
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Reserva (Millardos de Barriles)
R/P = 80 años
100
Venezuela
Total
90
Producción = 3945 (13%) del mundo
80
Reservas = 127 (10%) del mundo
70
R/P = 40 años
60
50
40
30
R/P = 20 años
20
Ecuador
Otros
10
Brasil
México
Argentina
0
0
Colombia
Trin. &
Tobago
500
1000
1500
Producción (Millones de Barriles)
Figura 6. Reservas vs Producción de petróleo en América Latina y El Caribe.
5,56
0,82
4,02
0,4
No Asociado
Asociado
1,94
3,62
4,74
0,44
1,5
Producción
1998
0,38
0,4
Adición
2012
Figura 7. Evolución de las reservas de gas para el periodo
1998–2012.
345
Desarrollo energético en Venezuela
Para 1998, Venezuela contaba con 4,02 TMC de reservas probadas de gas. De estas, 3,62 TMC (90%) corresponden a gas asociado, y 0,40 (10%) a gas no asociado.
En el periodo bajo análisis, se produjeron 0,4 TMC.
De estos, 0,38 TMC fueron de gas asociado y 0,02 de
gas no asociado.
Los volúmenes de gas adicionados en el periodo totalizaron 1.94 TMC. De estos, el 77% (1,50 TMC) fueron de
gas asociados, y el 27% (0,44 TMC) de gas no asociado.
El balance neto sitúa, para el 2012, las reservas totales de gas en 5,56 TMC (196 TPC). De estos, 4,74 TMC
(85%) son de gas asociado al petróleo y 0,82 TMC (15%)
son de gas no asociado o gas libre.
De acuerdo con las facilidades de producción, las reservas probadas se clasifican en: desarrolladas2 y no desarrolladas3.
Para el 2012, la distribución de las reservas probadas
de gas natural de Venezuela de acuerdo a la clasificación
indicada arriba se muestra en el Cuadro 1 y por cuencas
sedimentarias.
Cuadro 1. Reservas probadas y desarrolladas de gas natural
en Venezuela (TMC). Fuente: PDVSA (2012).
Cuenca
Reservas
Reservas
Desarrolladas
Probadas Desarroladas
%
MaracaiboFalcon
1,24
0,219
17,7
BarinasApure
0,01
0,0005
50,0
Oriental
3,91
0,890
22,7
Carúpano
0,40
---
---
Total
5,56
1,110
20.0
346
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Del total de reservas probadas, solo el 20 % (1.11 TMC)
están desarrolladas. En la cuenca Maracaibo-Falcón4, este
porcentaje es de 17,7%, y 50% y 22,7%, para las cuencas
de Barinas-Apure5 y la cuenca Oriental6, respectivamente.
Cabe señalar que se debe realizar un gran esfuerzo
financiero y técnico para elevar el volumen de las reservas desarrolladas. Tomando el valor7:
7,4 $/BPE = 1,32 $/kPC = 46515 $/ Mm3
promedio internacional de 7,4 dólares por barril de petróleo equivalente, para pasar reservas probadas no desarrolladas a reservas probadas desarrolladas se necesitan
invertir 44,2 millardos de dólares para elevar a 2,0 TMC
las reservas desarrolladas.
La Figura 8 muestra la distribución de las reservas
probadas de gas natural en Venezuela para el año 2012.
5,56
Tierra
1,9%
No Asociado = 0,82
(14,8%)
Costa Afuera
12,9%
Áreas Tradicionales
FPO
41,2%
Reservas
Asociado = 4,74
(85,2%)
de
petróleo
13,1%
44,0%
86,9%
RPG = 562 PC/B
Total = 297,7
de barriles
millardos
Figura 8. Distribución de las reservas probadas de gas natural en Venezuela (TMC). 2012. Fuente: MEMPET/PDVSA
Desarrollo energético en Venezuela
347
El 14,8% (0,82 TMC) corresponden a gas no asociado.
De estos, 0,1 TMC se encuentran en tierra y 0,72 TMC
se ubican en costa afuera.
Por otra parte, el 85,2% del total (4,74 TMC) están
asociados a petróleo. 2,29 TMC (41,2% del total) se encuentran en yacimientos de áreas tradicionales y 2,45
TCM (44% del total) están ubicados en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), la cual posee 258,7 millardos de
barriles de petróleo.
Cabe señalar que el mayor volumen de reservas de
gas están ubicadas en el menor volumen de reservas de
petróleo, las ubicadas en las áreas tradicionales y que
poseen un volumen de 39 millardos de barriles de petróleo.
La relación gas–petróleo (RGP: Relación del volumen
de gas por cada barril de petróleo) para las áreas tradicionales es de 1768 pies cúbicos por barril (50,1 MC por
barril). Este valor para la FPO es de 8,06 MC por barril
(285 PC por barril). A nivel global, la RGP es de 15,9
MC por barril (562 PC por barril).
Lo anterior indica que los crudos FPO poseen poco
gas en solución, lo cual implica que para un desarrollo
importante de estos, incluyendo su mejoramiento, es necesario que la Faja importe gas.
Estudios indican que por cada barril de crudo Faja
producido y mejorado, se necesitan 2000 PC (56,6 MC),
es decir, que para un millón de barriles diarios se necesitan 2,0 GPC (56,6 MMC) cada día, equivalente a 0,73
TPC (20,7 GMC).
No se puede negar que las reservas de gas asociado
representan un volumen significante. Sin embargo, es importante indicar el balance que se presenta en la Figura 9.
348
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
2012. Observaciones a las reservas de gas asociado
Reservas de Gas Asociado (85,2%)
4,74*
Asociadas a inyección (22%)
-1,04
Asociadas a crudos P y XP (44%)
-2,09
No son 4,74, podrían ser 1,61
Menor disponibilidad
para abastecer al M.I
Análisis: Diego González
*Referencia: PDVSA. Gestión 2012; Nota: Cifras en TMC
Figura 9. Balance de las Reservas de Gas Asociado.
Desarrollo energético en Venezuela
349
En las reservas de gas asociado, por normativa internacional, se incluyen los volúmenes de gas inyectado a
los yacimientos por medidas de conservación o para aumentar el recobro de petróleo (recuperación secundaria),
que en Venezuela totalizan a la fecha 1,04 TMC y no
hay certeza de poder ser producidos nuevamente. Por
otra parte, los volúmenes de gas asociados a crudos pesados y extra pesados, que por razones históricas de precio y de prioridades de producción de crudo para obtener
gas, no han sido desarrolladas en su totalidad, corresponden 2,09 TMC.
Si al volumen de reservas de gas asociado, se le restan
los volúmenes de inyección y los correspondientes al petróleo pesado y extra pesado, resulta un volumen neto de
1,61 TMC (56,7 TPC). Este volumen (34% del total) sería
el de mayor certeza de producirlo.
La Figura 10 muestra las Reservas de Gas Natural
por tipo de crudo.
182 TPC
NA=9%
C=19%
Alta RPG
Bajas reservas de crudo
L=26%
Moderados costos de producción
27% de las reservas son
inyección
M=13%
P=15%
XP=18%
Alta RPG
Bajas reservas de crudo
Moderados costos de
producción
Figura 10. Reservas de Gas Natural por tipo de crudo.
2007. Fuente: BP y estimados propios.
350
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
En la Figura 11 puede apreciarse la localización del
gas asociado y del gas no asociado. Evidenciándose la
importancia de la ubicación Costa Afuera para el gas no
asociado y de la localización en las áreas tradicionales
para el gas asociado.
Venezuela: Reservas de gas al 2010 (1012 pies cúbicos)
201
No
Asociado=26
(13%)
11,1%
24,6%
Tierra
Costa Afuera
FPO
Áreas Tradicionales
Reservas de Petróleo
12,9%
62,4%
87,1%
Asociado=175
(87%)
Total 297 GB
Figura 11. Localización del gas asociado y del gas no asociado. Fuente: MENPET PDVSA
Como corolario se puede indicar:
1. Venezuela cuenta con importantes recursos de gas
natural, del orden de los 12,58 TMC, de los cuales 5,56
TMC (44%) son reservas probadas, siendo las asociadas
a petróleo el 85% (4,74 TMC);
2. Es impostergable e imprescindible el desarrollo de
gas no asociado con el objeto de abrir la oportunidad de
incrementar el exiguo negocio que hoy tiene el país de
este hidrocarburo;
351
Desarrollo energético en Venezuela
3. El 91% de las reservas de gas están asociadas a las
de crudo, lo cual limita el desarrollo de proyectos de gas
a nivel internacional.
Venezuela es un país con importantes recursos de gas
natural, pero no es una potencia gasífera, tal como puede apreciarse en la Figura 12, allí se evidencia que Venezuela no es relevante como país con reservas de gas no
convencional y que respecto a gas convencional ocupa el
octavo lugar a nivel mundial, pero que la distribución
por países muestra una significativa concentración en los
tres primeros países con las mayores reservas. Para poder constituirse en un país relevante en el mercado del
gas es necesario que Venezuela desarrolle y comercialice,
sobre todo los recursos de gas no asociado que son los
que permiten concretar negocios de gas a mediano y
largo plazo.
Gas no convencional (Gas de Lutitas)*
China
1275
Estados Unidos
862
Argentina
681
485
Sur África
Rusia
1567
Irán
1046
Qatar
774
México
Gas convencional
896
Turkmenistan
286
Arabia Saudita
280
Australia
396
Estados Unidos
245
Canadá
388
Emiratos Árabes
227
Libio
290
Venezuela
200
Argelia
231
Nigeria
185
Brasil
Resto del
Mundo
226
Argelia
Resto del
Mundo
159
1014
Total = 6622
1530
Total = 6621
* Tecnicamente recuperables
Figura 12. Reservas mundiales (10 primeros países) de gas
convencional y no convencional. Fuente: BP/EIA.
352
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
REFERENCIAS
BIBLIOGRÁFICAS
Hernández, N. (2009). El futuro del petróleo. Venezuela y América Latina. Caracas, Sociedad Venezolana
de Ingenieros de Petróleo. [Conferencia en línea] Disponible en: http://www.revistamene.com/nuevo/petroleo
venezuelayamericalatinafinal.pdf (Conferencia dictada a
alumnos del Diplomado “Perspectivas y Estrategias” de
la Universidad Simón Bolívar, Venezuela).
Hernández, N. (2012). ¿Es Venezuela una potencia
gasífera? Caracas, Universidad Metropolitana. Escuela de
Economía Empresarial. Economía Energética. [Presentación en línea] Disponible en: http://www.slideshare.net/
plumacandente/es-venezuela-una-potencia-gasifera.
Caro, R. A. y N. Hernández. (2013). Una Mirada a la
Industria del Gas Natural en Venezuela (1998-2012).
Caracas, Academia Nacional de la Ingeniería y el
Hábitat. [Libro en línea] Disponible en: http://www.
acading.org.ve/info/publicaciones/libros/pubdocs/
UNA_MIRADA_A_LA_INDUSTRIA_DEL_GAS_EN_VENEZUELA_(19982012).pdf.
(NOTAS)
Comité Editor Esta sección del documento Desarrollo Energético Futuro de Venezuela referida a las reservas de petróleo y
gas de Venezuela ha sido preparada por el Comité Editor integrando información contenida en los siguientes documentos:
1
· Hernández, Nelson (2012). ¿Es Venezuela una potencia
gasífera? Caracas, Universidad Metropolitana. Escuela de
Economía Empresarial. Economía Energética.
· Hernández, Nelson (2009). El futuro del petróleo. Venezuela y América Latina. Caracas, Sociedad Venezolana de
Ingenieros de Petróleo.
· Caro, Rubén A. y Hernández, Nelson. (2013). Una Mirada
a la Industria del Gas Natural en Venezuela (1998-2012). Caracas, Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat.
La integración de los documentos indicados se ha realizado respetando la redacción y preparación original de cuadros y gráficos de los autores indicados.
Desarrollo energético en Venezuela
353
Reservas desarrolladas: Son las reservas que se esperan
recuperar de los pozos existentes, incluso las reservas “behind
pipe” (detrás de la tubería). Las reservas provenientes de recuperación asistida son consideradas desarrolladas sólo después de que el equipo necesario se ha instalado, o cuando
los costos para hacerlo sean relativamente menores.
2
Reservas no desarrolladas: Son aquellas que se esperan
recuperar de: (1) los nuevos pozos en áreas no perforadas,
(2) de profundizar los pozos existentes a un yacimiento diferente, o (3) donde se requiere una inversión relativamente
grande para recompletar un pozo existente o (b) construir
instalaciones de producción o transporte para proyectos de
recuperación primaria o asistida.
3
Maracaibo-Falcón (antes Occidental-Zulia) que se extiende a lo largo de los estados Zulia y Falcón.
4
Barinas-Apure (antes Meridional Central, Barinas y Apure) que comprende los estados Barinas y Apure.
5
Oriental que abarca los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas
y Sucre. Carúpano, incorporada desde el año 2006 y que comprende el norte del estado Sucre y el estado Nueva Esparta.
6
7
7.4 $/BPE = 1.32 $/kPC = 46515 $/ Mm3
354
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
4.2 Energía Hidroeléctrica
Ing. Jesús Augusto Gómez M. e
Ing. José Miguel Pérez G.
La hidroelectricidad consiste en la transformación de
la energía potencial del agua, primero en energía cinética mediante el aprovechamiento del desnivel entre el
sitio de toma o derivación y el sitio donde se encuentran
las turbinas y luego, la transformación de esa energía
cinética en energía eléctrica mediante conversión electromagnética.
Un aprovechamiento hidroeléctrico requiere de una
combinación de un desnivel topográfico con un cierto
caudal de agua. Así, la potencia de un aprovechamiento
viene dada por la siguiente ecuación:
P = gQHε tεg
donde:
P: Potencia
g: aceleración de la gravedad
Q: Caudal de diseño
H: Carga neta disponible
ε t: Eficiencia de las turbinas εg: Eficiencia del generador
La energía hidroeléctrica presenta una gran eficiencia
comparada con cualquier otro sistema de generación;
así, los valores de eficiencia de los generadores εg están
siempre en el orden del 98%, mientras que los valores de
la eficiencia de las turbinas ε t alcanzan valores en el
entorno del 95%.
Existen diferentes tipos de turbinas hidráulicas que se
utilizan para la generación. Cada tipo se selecciona en
función de la combinación de caudal y carga disponible
en cada caso. La Figura 1 muestra una manera rápida
de seleccionar el tipo de turbina y el cálculo preliminar
de la potencia esperada en cada caso.
355
Desarrollo energético en Venezuela
Figura 1. Nomograma para selección de turbina y estimación de potencia. Fuente: Escher-Wyss Ltd. Zurich, Germany.
Clasificación de las centrales:
Por la carga:
BAJA
H<20 m
MEDIA
20<H<100 m
ALTA
H>100 m
Por la potencia instalada:
PICO
MICRO
MINI
P<5KW
P<100KW
P<1000KW
PEQUEÑA
1<P<100MW
MEDIA
100<P<500MW
GRANDE
P>500 MW
356
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Por el uso:
TIPO
FACTOR
PLANTA
OPERACIÓN
(Horas/año)
Base
> 0,40
>3500
Intermedia
0,20-0,40
1500-3500
Punta
0,10-0,20
<1500
Por el almacenamiento:
De Paso o Filo de Agua Pondaje
De larga Duración
Ventajas e Inconvenientes:
Los desarrollos hidroeléctricos presentan una serie de
ventajas pero también presentan varios tipos de inconvenientes:
Ventajas:
o Energía limpia sin emisión de gases de efecto invernadero.
o No requiere uso de combustibles para su operación.
o Bajos costos de generación.
o Bajos costos de operación y mantenimiento.
o Prolongada vida útil.
o Posibilidad de usos múltiples: abastecimiento de
agua potable, riego, control de inundaciones.
o Amplio rango de operación, manteniendo elevados
niveles de eficiencia.
o Adaptación a la curva de demanda eléctrica.
o Rápida puesta en marcha para alcanzar la capacidad de generación.
Desarrollo energético en Venezuela
357
o Reducida tasa de salida forzada (FOR) de los equipos: mejora de la confiabilidad de los sistemas de
generación eléctrica.
o Estabilización de la tensión en las redes de transmisión y distribución.
o Facilidad de adaptación como reserva rodante.
o Posibilidad de integración con otras energías renovables.
o Posibilidad de automatización y operación remota.
o Posibilidad de operación continua y prolongada sin
inconvenientes (energía base).
Inconvenientes:
o Afectación de los ecosistemas acuáticos y terrestres.
o Afectación de los procesos hidrológicos y fluviomorfológicos aguas abajo.
o Perdidas de tierras con vocación agrícola o áreas
silvestres.
o Afectación y desplazamiento de poblaciones dentro
de las áreas de inundación.
o En algunas áreas, incremento de actividad sísmica.
o Periodo de construcción prolongado.
o Uso intensivo de capital durante la construcción.
Inversiones
Los costos de construcción para nuevos proyectos de
energía hidroeléctrica en los países de la OCDE se muestran en el Cuadro 1. Las necesidades de inversión inicial
para proyectos particulares deben ser estudiadas individualmente debido a la naturaleza única de cada proyecto
de energía hidroeléctrica. Los parámetros que afectan los
costos de inversión y el retorno de inversión incluyen la
escala del proyecto, que puede variar desde más de
10000 MW o más, a menos de 0,1 MW; la ubicación del
358
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
proyecto; la presencia y tamaño de embalses; el uso de
la energía suministrada como base o como pico de carga
o ambas; y otros posibles beneficios junto con la producción de energía, tales como control de inundaciones, riego, suministro de agua potable, etc. La forma como se
financia el proyecto es también un factor clave. (OECD/
IEA).
Cuadro 1. Costos de Inversión por tamaño de central. Fuente:
OECD/IEA, 2010. Renewable Energy Essentials: Hydropower
Tamaño
Potencia/
unidad
Almacenamiento
Pequeña
<10 MW
Filo de Agua
Carga base
2-4
Mediana
10-100
MW
Filo de agua
Carga base
2-3
Mediana
100–300
MW
Presa y
almacenamiento
Base y pico
2-3
Base y pico
< 2
Grande
>300
MW
Presa y
almacenamiento
Uso
(carga)
Costos
Inversión
(USD M/MW)
Costos de Generación
Los costos de generación de electricidad a partir de
nuevas centrales hidroeléctricas varían ampliamente,
aunque a menudo caen en un rango de US$ 50 a 100/
MWh. Cabe señalar que los costos de generación por
MWh serán determinados por la cantidad de electricidad
producida anualmente y que muchas plantas de energía
hidroeléctrica deliberadamente son operados por demandas de carga pico y back-up de la fluctuación de la frecuencia, para aumentar (push up) los costos marginales
de generación y el valor de la electricidad producida.
Como la mayoría de los costos de generación se asocia
con la depreciación de activos fijos, la generación costo
disminuye si se extiende la vida útil de la planta proyectada. (OECD/IEA, 2010).
Desarrollo energético en Venezuela
359
Algunas Características de la Hidroelectricidad
moderna
Durante un cierto tiempo muchos de los proyectos hidroeléctricos fueron retardados y reevaluados, dado que
se pensaba que los embalses asociados tal generación podrían inducir movimientos sísmicos en el entorno de los
embalses. Además, se originaron problemas de desplazamiento de poblaciones y efectos ambientales nocivos producto de la pérdida de flora y fauna y de áreas susceptibles de desarrollos agrícolas. (World Bank, 2009)
Hoy día la mayor parte de estas objeciones han sido
superadas mediante la incorporación de numerosas medidas de mitigación y de la implementación de extensos
programas de beneficio social de las poblaciones afectadas, además de recuperación y manejo de cuencas con el
fin de mitigar y minimizar tales efectos (Devernay,
2013)1.
Desde el punto de vista del desarrollo sustentable, la
generación hidroeléctrica presenta una alternativa muy
favorable porque, no solo, se produce una energía limpia
sin emisiones de gases de efecto invernadero como los
que se producen en la combustión de combustibles fósiles, sino porque se inducen usos múltiples como son el
abastecimiento de agua potable a poblaciones, lo cual es
una de las metas del milenio. Se produce control de
inundaciones y se regularizan los ríos para el aprovechamiento de áreas bajo riego para el desarrollo agrícola.
Adicionalmente, se pueden mejora las condiciones de navegación en los corrientes fluviales y sirven como medio
de recreación y esparcimiento
Dentro de un análisis de confiabilidad de los sistemas
de generación, la hidroelectricidad presenta ventajas sustanciales como es el caso de la tasa de salida forzada
(FOR)2, así mientras los equipos de generación termoeléctrica presentan valores de FOR que pueden estar por
encima del 10 % aunque presentan bastante variación
(2011) (en 2006, el FOR ponderado de las plantas de gas
360
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
del SIN fue de 22,56% y de 31,04% para las plantas de
vapor) los equipos de generación hidroeléctricos presenta
valores de FOR inferiores al 5% [1,53% fue el Valor ponderado del SIN en 2006] (OPSIS, 2006).
Desde el punto de vista operativo de un sistema de
abastecimiento interconectado, la energía eléctrica permite suplir la potencia pico que se requiere a las horas de
máxima demanda del sistema, pudiendo adaptarse rápidamente a las fluctuaciones de la demanda y creando
una gran estabilidad en los sistemas de transmisión.
Una tendencia que se ha puesto de manifiesto en los
últimos tiempos y que se espera se incremente en las
próximas décadas, es la integración entre la hidroelectricidad y los sistema alternos de energías renovables.
Como es sabido, las energías del tipo solar y especialmente la eólica presentan una gran aleatoriedad con
grandes fluctuaciones en tiempos relativamente cortos;
además, no siempre existe una correspondencia entre los
momentos de generación con este tipo de energías y los
momentos de mayor demanda. En tal caso se requiere
de un sistema integrado compensatorio que permita almacenar esta energía para luego ser utilizada oportunamente en el momento que el sistema lo demande. Se
han ideado sistemas integrados que permiten utilizar la
energía para bombear agua hasta un embalse elevado a
una cota suficientemente alta de manera de poder descargarla a través de turbinas hidráulicas en el momento
oportuno y de esta manera tener una capacidad de generación adaptada a la curva de demanda del sistema, creándose de esta manera un sistema altamente eficiente.
Otra tendencia que se ha puesto de manifiesto recientemente es la posibilidad de los sistemas de rebombeo a
través de la utilización de la energía termoeléctricas y de
otras fuentes en horas denominadas valle dentro de la
curva de carga diaria. Como es conocido, la demanda de
un sistema interconectado no es constante a lo largo del
día, sino que presenta fluctuaciones variando desde un
Desarrollo energético en Venezuela
361
mínimo, normalmente en horas de la madrugada hasta
un máximo, normalmente entre 6 PM y 10 PM. Se trata
entonces de utilizar la potencia disponible en la horas de
mínima demanda para bombear el agua desde un embalse bajo y almacenarla en un embalse elevado para
luego ser descargada en horas de máxima demanda, logrando así una reducción de las pérdidas por conducción
y la reducción de las potencia instaladas en instalaciones
remotas, obteniéndose adicionalmente que los equipos de
generación trabajen siempre cercanos a su punto máxima eficiencia al estar sujetos a menores variaciones dentro de su rango de generación
Hidroelectricidad Mundial
La generación hidroeléctrica en estos momentos es
responsable del 16% de la energía eléctrica que se consume a nivel mundial. Además es la mayor fuente de generación de energías renovables. (IEA, 2013) Para el año
2011, la generación hidroeléctrica alcanzó una energía
equivalente a 3498 TWh, lo cual significa que este tipo
de generación ha mantenido su ritmo ascendente de crecimiento del 2,4%, similar a lo establecido en los últimos
45 años, tal como se puede observar en las figuras 2 y
3.
De acuerdo con las proyecciones de la IEA en sus
diferentes escenarios de generación eléctrica para los
próximos años, se estima que este porcentaje se mantenga relativamente estable.
La Figura 2 muestra cómo ha sido evolución de la
generación mundial desde el año 2005 y las proyecciones
de dicha generación hasta el año 20353.
La figura 4 muestra la evolución de la capacidad de
generación instalada a nivel mundial durante los últimos
años y la proyección de esa capacidad instalada hasta el
año 20354.
1960
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
1970
1980
1990
Figura 2. Generación hidroeléctrica mundial (1965-2011)
Generación 109 Kwh
2000
2010
3495
2020
362
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
363
Desarrollo energético en Venezuela
Generación (TWh)
6000
5000
4000
3000
2000
2005
2010
2015
2020
2025
Histórico
2030
2035 2040
Proyección
Figura 3. Generación Hidroeléctrica Mundial 2005-2013 y
Proyección hasta 2035.
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
2005
2010
2015
2020
Histórico
2025
2030
2035
2040
Proyección
Figura 4. Capacidad de generación instalada mundial 20052013 y su proyección hasta 2035.
364
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Hidroelectricidad en Venezuela
Potencial
El potencial de hidroelectricidad en Venezuela fue estimado durante el primer lustro de los años ochenta del
siglo XX (MARNR, EDELCA, CADAFE, MEM, 1985).
Para homologar los resultados con los de otras fuentes
energéticas del país se usó la siguiente categorización:
o Reservas Potenciales: evaluación de los recursos
hidroenérgeticos basándose en metodologías tendentes a determinar el potencial hidroeléctrico bruto;
o Reservas Semi probadas: categoría que agrupa las
reservas estimadas para sitios de aprovechamiento
identificados, pero descartados en la preselección
con base en criterios de topografía, geología y calidad y cantidad de la información disponible.
Reservas Probadas: conjunto de sitios identificados, en
los cuales la información topográfica, hidrológica y geológica reúne los requisitos técnicos requeridos para realizar la homogeneización de la información energética y
la evaluación económica. Estas reservas a su vez comprendieron dos subcategorías;
o Reservas probadas con restricciones económicas en
la actualidad;
o Reservas explotables.
Las reservas totales y el recurso explotado para la fecha del inventario nacional del potencial hidroeléctrico,
por Regiones COPLANARH se indican en el Cuadro No 2.
Evolución
La hidroelectricidad ha sido responsable del 67% de la
generación eléctrica en los últimos años, otorgando una
gran confiabilidad al sistema de generación y permitiendo el desarrollo de gran escala de industrias básicas de
gran magnitud en la región de Guayana, como son la
siderúrgica, la industria de la bauxita y el desarrolladas
365
Desarrollo energético en Venezuela
aguas debajo de las mismas aluminio e industrias similares y afines.
El total de energía neta generada durante el año 2010
en el SEN fue de115.306 GWh decreciendo 6,6% respecto
al valor obtenido el año anterior.5
Cuadro 2. Reservas totales y potencial hidroeléctrico nacional (Coplanarh).
Región
Energía Media Anual
Gwh/año
%
Alto Orinoco/
Casiquiare
46.000
11,3
Amazonas
46.488
11,4
Caura-Aro
25.536
6,2
Caroní
158.553
38,8
Cuyuní
8.000
1,9
Orinoco
85.000
20,8
Noroccidental/
Andina
3.016
0,7
Catatumbo
2.428
0,6
13.384
3,3
Perijá
1.982
0,5
Centro-occidental
Central
2.887
0,7
Nororiental
2.117
0,5
Resto/País
13.406
3,3
408.802
100,0
Suroccidental
Andina
Total
366
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Del total neto generado el componente hidráulico alcanzó 76.661,6 GWh (66,5%), que equivalen 70,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), mientras que el componente térmico totalizó 38.644,4 GWh
(33,5%).
La tasa de salida forzada durante el 2010 fue mayor
para las unidades turbo vapor con 32,39%, seguida por
las unidades turbo gas con 24,06%; mientras que las
unidades hidráulicas registran tasas de salida forzadas de
8,50%.
La generación hidroeléctrica en Venezuela tiene su
origen en las primeras pequeñas centrales desarrolladas
por la Electricidad de Caracas en el río Guaire y en ríos
del litoral central y posteriormente en algunos ríos de las
cuencas de Guatire y Guarenas. (Arraiz Lucca, 2006).
El desarrollo en gran escala comienza con la construcción de las primeras centrales en el Bajo Caroní,
Macagua I y II y posteriormente con la primera etapa
de Guri y muy poco tiempo después la ampliación de la
segunda etapa hasta alcanzar 10600 MW de potencia
instalada. En el año 2006 se inauguró la central Caruachi, también en el Bajo Caroni con 2100 MW y actualmente esta en construcción la central Tocoma con 2100
MW con lo cual se agotan los sitios del Bajo Caroni.
Otro desarrollo de importancia corresponde al sistema
de Uribante-Caparo en la región andina, donde está en
operación la central San Agaton con 300 MW; actualmente se encuentra en construcción la central La Vueltosa con 540 MW.
Potencia Hidroeléctrica Instalada (2013).
El Cuadro 3 muestra la potencia hodroeléctrica instalada en Venezuela. En éste se puede observar los diferenciales potenciales existentes en diferentes áreas.
367
Desarrollo energético en Venezuela
Cuadro 3. Potencia hidroeléctrica instalada en Venezuela
(MW).
Bajo Caroni
S. Bolívar
Guri
10270
F. de Miranda A. J. Sucre M.Piar
Caruachi
Macagua Tocoma
2160
3154
2160
Total región
17744
Andes
L. Ruiz P.
San Agatón
300
J. A. Páez
Pta. Páez
240
Total Región
F. Ojeda
La Vueltosa
540
1080
Barinas
J. A. Rodríguez
Peña Larga
80
Masparro
Masparro
25
Total Región
Total Nacional MW
105
18929
El Futuro de la Hidroelectricidad en Venezuela
Venezuela posee un amplio potencial de generación
hidroeléctrica, no desarrollado aún. La mayor parte de
este potencial se encuentra en las cuencas al sur del río
Orinoco, especialmente en la cuenca del río Caroní, en el
sector sur de la misma cuenca como se muestra en el
Cuadro 4.
Se puede decir que el sistema interconectado nacional
tiene una configuración del tipo radial abierto ya que
existe una gran concentración de la generación en sitios
alejados de los centros de consumo, por lo cual se re-
368
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
quiere de extensas líneas de transmisión que van desde
el Bajo Caroni hasta la región central y que trabajan
con un elevado potencial. Como es natural, se producen
grandes pérdidas de energía a lo largo de estas líneas;
pero, sobre todo se requiere que estén sobredimensionadas para poder absorber las fluctuaciones de la demanda
que se presenta a las horas pico. Como se indicó, la
mayor parte del potencial se encuentra en la zona sur.
Cuadro 4. Potencial de generación en la Cuenca del Río
Caroní.
Área
Capacidad
Instalada MW
Energía Firme Energía Promedio
(GWh/a)
(GWh/a)
Tayucay
2.450
8.700
12.400
Aripichi
1.200
4.400
4.400
10.900
12.900
Eutobarima
2.450
Auraima
1.200
1.700
Total
7.300
25.700
2.600
32.300
El futuro desarrollo de estos sitios incrementaría la radialidad del SIN ya que tendrían las centrales del bajo
Caroní como paso obligado. Y se incrementaría aún más
las perdidas por transmisión en las líneas. Adicionalmente, se ha detectado que varias de estas centrales presentan limitaciones de carácter ambiental, por lo que en
el futuro podría verse restringida su potencial de generación y potencia instalada. Esta situación demanda de estudios específicos de trasmisión eléctrica y de factibilidad
ambiental, para verificar la posibilidad de uso del potencial hidroeléctrico del país.
En el río Orinoco, uno de los mayores cauces del
mundo, existe un número reducido de sitios de aprovechamiento hidroeléctrico, con el agravante de que los sitios se encuentran en tramo de río relativamente corto,
por lo cual son excluyentes unos con otros, el desnivel
Desarrollo energético en Venezuela
369
aprovechable es de unos 12 m tanto en el periodo lluvioso, como en el periodo seco, por lo que para obtener una
potencia atractiva se necesitará colocar un número elevado de turbinas. También estos desarrollos presentan limitaciones de carácter ambiental.
En tales condiciones, lo más favorable para el SIN
seria el desarrollo de centrales hidroeléctricas que se encuentren más inmediatos a los centros de consumo, que
puedan aportar la potencia necesaria en los momentos
críticos de la curva de demanda, que le den estabilidad
al sistema y que reduzca las perdidas por transmisión.
Los ríos de las cuencas andinas y de la cuenca del
lago de Maracaibo presentan las características ideales
para cubrir estos objetivos, por lo que su desarrollo debería tener una prioridad máxima dentro de la planificación de la expansión de la generación del SIN, su
explotación tiene la ventaja adicional requerir de cortas
vías de acceso y de encontrase en las proximidades de
las líneas de transmisión troncales y de importantes
subestaciones. Estos aprovechamientos además, se encuentran dentro las políticas de desarrollo sustentable al
poderse integrar como desarrollos de usos múltiples.
Respecto a las pequeñas centrales hidroeléctricas se
puede decir que en el país existe una cobertura de la red
de transmisión del 98,9% (MPPEE, 2012), lo cual significa que solo comunidades muy aisladas (Amazonas, Apure, Delta Amacuro y Guárico) no disponen del servicio
eléctrico. Así que estas comunidades podrían hacer uso
de esta alternativa, pero considerando que dadas las variaciones climáticas preponderantes que inducen a que
exista una gran variabilidad en los caudales de los ríos,
razón por lo cual, la potencia a instalar será bastante
reducida correspondiente a un caudal del 20% o menos;
en segundo lugar estas centrales no podrían ser integradas al SIN por diversas razones, por lo que su uso estaría limitado a pequeñas comunidades, no siendo por
370
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
tanto una solución a los graves problemas de generación
existentes en el SEN.
Desde hace mucho tiempo en el país se ha introducido
dentro de los entes planificadores del SIN un falso dilema en cuanto a la magnitud de la generación hidroeléctrica y de la generación termoeléctrica.
En tal sentido habría varios aspectos a considerar. La
energía hidroeléctrica en una energía limpia no contaminante que no produce emisiones de gases de efecto invernadero. Los costos de generación no están sujetos a
las vicisitudes de las variaciones de los precios petroleros.
Adicionalmente, en los últimos años el país se ha visto
en la necesidad de utilizar combustibles líquidos de origen fósil para la generación en las plantas termoeléctricas dado que no ha sido posible por diferentes causas
asegurar un suministro confiable de gas.
También es conveniente recordar que en la actualidad,
dado el incremento del consumo local de estos combustibles y ante la ausencia de la construcción de nuevas
refinerías, se encuentra casi copada la capacidad de
refinación de las plantas, por lo que durante tiempo significativo habrá escasez de tales productos para consumo
local. La ausencia de gas y la disponibilidad de los combustibles han sido una de las causas principales de los
racionamientos del servicio eléctrico a nivel nacional.
Vistas estas consideraciones, se concluye y recomienda
dar máxima prioridad dentro de los programas de expansión de generación a la construcción de plantas de
generación hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencas
andinas y del lago de Maracaibo, sin establecer restricciones en cuanto al porcentaje que debe tener este tipo
de generación dentro del SIN.
La función objetivo del programa de expansión de generación debe ser “tener tanta hidroelectricidad como
sea posible y tanta termoelectricidad como sea necesario”.
Desarrollo energético en Venezuela
371
Estrategias para el Desarrollo del Potencial Hidroeléctrico.
1. Regiones del Sur: Caura–Aro y Amazonas: Reanalizar las posibilidades de aprovechamiento de la cuenca
del Caura. Mantener en reserva los aprovechamientos en
la región Amazonas. Realizar estudios específicos de trasmisión eléctrica y de factibilidad ambiental, para verificar la posibilidad de uso de su potencial hidroeléctrico.
Estudiar las posibilidades específicas del río Cataniapo
para abastecimiento de Puerto Ayacucho y poblaciones
circunvecinas.
2. Región Alto Orinoco–Casiquiare: Realizar estudios
de reconocimiento mantener en reserva los aprovechamientos evaluados.
3. Región Caroní: Reanalizar las razones de descarte
de sitios de aprovechamiento y avanzar con los sitios
pospuestos. Realizar estudios específicos de trasmisión
eléctrica y de factibilidad ambiental, para verificar la posibilidad de uso de su potencial hidroeléctrico.
4. Regiones Andinas: Reanalizar los sitios de aprovechamiento en la Región Suroccidental Andina e iniciar
estudios en la Noroccidental Andina, en razón de que
estos sitios se encuentran inmediatos a los centros de
consumo, y pueden aportar la potencia necesaria en los
momentos críticos de la curva de demanda, que le den
estabilidad al sistema y que reduzca las perdidas por
transmisión.
Los ríos de las cuencas andinas y los de de la cuenca
del lago de Maracaibo deberían tener una prioridad
máxima dentro de la planificación de la expansión de la
generación del SIN, Estos aprovechamientos además, se
encuentran dentro las políticas de desarrollo sustentable
al poderse integrar como desarrollos de usos múltiples.
5. Región Cuyuní: Mantener en reserva.
372
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
6. Región Orinoco: Iniciar un proceso sistemático de
recolección y análisis de información. Realizar estudios
de estado del arte en desarrollos hidroeléctricos basados
en grandes caudales y escasa caída. Considerar la integración de los aprovechamientos hidroeléctricos con el
desarrollo de la navegación.
7. Regiones Centro Occidental, Central, Nororiental y
Resto del País: Ampliar los estudios ya efectuados de
posibilidades de aprovechamiento bajo el concepto de generación hidroeléctrica, integrada con otros propósitos de
aprovechamiento.
Integración Hidrotérmica
Dar máxima prioridad dentro de los programas de expansión de generación a la construcción de plantas de
generación hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencas
andinas y del lago de Maracaibo, sin establecer restricciones en cuanto al porcentaje que debe tener este tipo
de generación dentro del SIN. La función objetivo del
programa de expansión de generación debe ser “tener
tanta hidroelectricidad como sea posible y tanta
termoelectricidad como sea necesario”
Valoración de la Energía Secundaria.
Se debe iniciar estudios de cuantificación y valoración
de la energía secundaria es decir de aquella que puede
obtenerse con seguridad entre 8-10 meses al año
Estudios especiales de aprovechamiento hidroeléctrico
en el caso del río Guaire y del Lago de Valencia.
Microcentrales
Orientar la provisión de este servicio a comunidades
muy aisladas en Amazonas, Apure, Delta Amacuro y
Guárico que no disponen del servicio eléctrico. endo por
tanto una solución a los graves problemas de generación
existentes en el SEN.
Desarrollo energético en Venezuela
373
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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374
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
(NOTAS)
1
La opinión de Devernay, Jean-Michel quien es Chief
Technical Specialist on Hydropower for the World Bank, fue
emitida en el International Hydropower Association World
Congress, Malaysian Borneo. May 2013.
Es el número de salidas forzadas por hora de servicio y
salida forzada: es la desconexión intempestiva de un equipo
por falla o defecto del propio equipo o de cualquier otro.
[Definición en línea] Disponible en: http://forum.word
reference.com/showthread.php?t=174532&langid=24
[Consulta octubre 2013].
2
History: Derived from U.S. Energy Information Administration (EIA), International Energy Statistics database (as of
march 2011), web site: www.eia.gov/ies.
Projections:
EIA,
Annual Energy Outlook 2011, DOE/EIA3
4
Idem.
Centro Nacional de Despacho. Informe Anual del
SEN 2010
5
Desarrollo energético en Venezuela
375
4.3 Energías Alternas en el Futuro
Ing. Gonzalo J. Morales
Para Venezuela, es fundamental disponer de una
prognosis sobre lo que el futuro depara, a nivel internacional, en el mercado de los hidrocarburos, ya que un
alto porcentaje de sus ingresos para cubrir sus necesidades y balancear su presupuesto es producto de las exportaciones de petróleo, si esto fallase, entonces su futuro
estaría amenazado por falta de entradas suficientes. En
adición, los efectos de las emisiones de los combustibles
producidos con hidrocarburos y la contaminación ambiental consiguiente inciden como factores adversos a la
utilización del petróleo.
Por tal motivo, es imprescindible conocer las características de otras opciones conocidas, entre ellas las energías alternas y los campos que podrían ocupar en el
consumo de energía del futuro, así, se podría determinar
el porcentaje que éstas tendrían en el reemplazo de petróleo venezolano. Se tratará de visualizar un futuro
para el año 2050.
Constantemente, se observa en las publicaciones mundiales el enorme interés y preocupación que genera el
futuro energético en los países, especialmente aquellos
que dependen de la importación de petróleo, no sólo países pequeños sino también los mayores. Todos depositan
en las energías alternas sus esperanzas para aliviarse de
esas importaciones.
La utilización de las energías alternas está aumentando anualmente en muchos lugares; la producción de
equipos e instalaciones para la energía eólica no se restringe solamente a Dinamarca y España, abarca un espectro mucho mayor y muy pronto ocupará un por-
376
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
centaje importante en la producción de energía mundial.
El sector militar de los Estados Unidos está dedicando a
investigaciones para la utilización de ambas, la energía
solar y la eólica1.
El Intergovernmental Panel on Climate Change pronostica que para el año 2050 el 77% de la producción
mundial de energía será de las renovables, un incremento sobre el 13% actual.
La World Wildlife Fundation (WWF) ha publicado un
informe, muy completo, analizando el problema de la
energía en relación con las amenazas climáticas y ofrece
soluciones donde propone que para el año 2050 el 100%
del consumo energético sea provisto por las ahora denominadas energías alternas. Al respecto propone tomar
varias medidas (World Wildlife Fundation, 2011):
1. Ahorros en el consumo eléctrico.
2. Eliminar el despilfarro de energía.
3. Aumentar el consumo de energías alternas en sus
varias formas.
4. Aumentar la utilización de la bioenergía.
5. Aumentar la utilización de la hidroenergía, incluyendo la oceánica: olas y mareas.
6. Utilizar las energías limpias.
7. Utilizar los hidrocarburos, si es necesario.
A continuación se presenta un resumen sobre el status de las alternativas conocidas.
Energía solar
Se puede producir de dos maneras: Fotovoltaica (PV)
o por medio de paneles solares. El Cuadro 1 muestra un
detalle de la situación mundial.
Otros
países
Posee una planta que
produce 30 MW con
ciclo combinado con
una turbina de gas
de 400 MW
México
California: 350 MW
Nevada: 2 estaciones
una de 64 MW y otra
de 48 MWFloerida:
estaciob De Soto: 25MW
7 GW en 2012. Para
fines de 2013 10 GW
Unidos
32 Gigawatts (abril
de 2013) 3 % de la
demanda
nacional
Producción
Actual
China
Estados
Alemania
(Grozdanic,
2013)
País
21 GW en 2015
35 % de su consumo
para el 2020 y 80%
para el 2050
Producción
Esperada
India, Israel, España, Gran Bretaña
incrementan
anualmente
su
producción de energía solar.
México es el mayor productor latinoamericano de energía solar. Brasil,
Honduras,
planifican
instalar
centrales solares.
La planta Golmud Park produce 200
MW. China tiene unas 400 compañías
productoras de PV y genera el 25%
de estos productos. En 2007 produjo
1 7 0 0 MW de paneles solares, o sea el
50% de la producción mundial.
La estación de California es la
mayor productora de energía
solar del mundo.
En Hamburgo opera un yate
turístico movido por paneles
solares
Comentarios
Cuadro 1. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos del uso de energía solar.
Desarrollo energético en Venezuela
377
378
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Energía solar térmica
Entre las plantas de energía solar, debemos agregar
las estaciones de energía solar térmicas, incluyendo la de
generación de potencia de 354 megavatios (MW) en los
Estados Unidos, la estación generadora de Solana (Estados Unidos, 280 MW) y Solaben Solar Power Station
(España, 200 MW). La Instalación Solar de potencia,
Ivanpah 392 MW, ubicada en California, desierto de
Mojave, es el proyecto de planta termosolar mayor mundial, actualmente en construcción. Hay planes para construir muchas otras grandes plantas termosolares.
La industria de energía solar térmica ha estado creciendo, planificada con unos 1,17 gigavatios (GW) de
concentración de plantas de energía solar (CSP) en línea
a partir de 2011. 582 megavatios de ellos se encuentran
en España y Estados Unidos tiene 507 MW de capacidad.
Unos 17 proyectos de GW de CSP se están desarrollando en
todo el mundo, y los Estados Unidos lidera con aproximadamente 8 GW. España ocupa el segundo lugar con 4,46
GW en desarrollo, seguido por China con 2,5 GW.
Energía eólica
Con respecto a la utilización del viento como fuente
para producir electrícidad, el Cuadro 2 presenta un resumen de los principales desarrollos a nivel mundial.
Bio-energía, biomasa
La biomasa procede del aprovechamiento de la materia orgánica e inorgánica, formada en algún proceso mecánico o biológico, para producir energía. El Cuadro 3
nos da una síntesis de los procesos de desarrollo utilizados en varios países.
Energía hidroeléctrica
La capacidad hidroeléctrica a nivel mundial fue, en
2012, alrededor de 890 GigaWatts. Los países con mayor
capacidad construida son China, Canadá, Brasil, Estados
Unidos y Rusia. El Cuadro 4 muestra un resumen.
Alemania
(Hermann
y Romero – Castillo,
2012)
Brasil (Yapp, 2011)
(Dams in the Amazon,
2013)
Estados Unidos
(Energy, 2013),
32 Gigawatts (abril
(Wind Power, 2013)
País
29.075 MW 10% de
la electricidad que
circula por la red
eléctrica
germana
1 GW
10 GW. En 2012 abasteció el 3,5 % de la demanda nacional de
electricidad
Producción
Actual
Hasta el año 2020,
la cantidad actual
deberá duplicarse.
A largo plazo, el Estado alemán planea
cubrir el 25% del
consumo de electricidad con energía
eólica.
12 GW en 2020 (meta del plan energético
a 10 años publicado
por la Empresa de
Pesquisa Energética)
22 GW estimación de
la Brazilian Wind
Energy Association
20% de la demanda
nacional en 2030
Producción
Esperada
Produce el 8% del consumo
Brasil produce actualmente 78,8
% de su electricidad de fuentes
hídricas y 6,6 % de otras fuentes
renovales para un total de 85,4 %
de fuentes renovables. Concordante con la política de reducir
sus emisiones de CO2 a 39% para
el año 2020
En 2012 se instalaron 6700 turbinas
y se invirtieron US$ 25 billones
(millardos), Han ocurrido muchos
adelantos en la altura de torres
hasta alcanzar los 100 mts
Comentarios
Cuadro 2. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos del uso de energía eólica.
Desarrollo energético en Venezuela
379
A 30 de Abril de 2012
la potencia eólica instalada era de 21.288 MW
(21 % de la potencia
bruta instalada del sistema
eléctrico
nacional)
,Durante 2011 cubrió el
16 % de la demanda
eléctrica.
España
Eólica,
(Energía
2013)
Para 2008 se producía
el 18.9% de la electricidad
de las alternas
y 24,1% de la capacidad de generación
Producción
Actual
Dinamarca
País
En 2012 se aprobó
unplan para aumentarlo al 50% para el
año 2020.
Producción
Esperada
Es el cuarto productor mundial de
energía
eólica
Comentarios
Cuadro 2. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos del uso de energía eólica (cont.).
380
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
La planta Tillbury B
tiene 750 MW
Reino Unido
Finlandia,
Canadá e Italia
2010 producía 5 GW
China
Están activamente impulsando este
sector
Se ha cuestionado severamente está
fuente de energía (Ernsting, 2012).
Ha acopiado gran experiencia en la
producción de etanol de la caña de
azúcar.
Las plantas de
etanol producen
600 MW para
consumo interno
y 100 MW para
venta externa.
Brasil
Se esperaba alcanzar
30 GW para el año
2020. (Bioenergy in
China, 2013).
Segundo productor de etanol. Existe
un debate sobre si la producción, será
mayoritariamente de caña de azúcar
o de maíz.
Comentarios
Estados Unidos
Producción
Esperada
El proyecto Pyrogrot que utiliza residuos forestales, producirá 160.000
toneladas de aceite con alto contenido
energético
(Bayar,
2013).
Producción
Actual
Suecia
País
Cuadro 3. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos del uso de bio-energía.
Desarrollo energético en Venezuela
381
382
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Energía oceánica
Se puede utilizar la de las olas, las mareas y la térmica; se generan potencias desde 400 kW hasta producir
240 MWh. Los costos de construcción son muy altos,
hasta US $1600 por kW. (Ref 3 Wikipedia. “Ocean
energy”.). La European Ocean Energy Association publica informes con regularidad. Electric Power Research
Institute (EE.UU.) halló un potencial nacional de 6,6
TWh/año para las mareas y de 2100 TWh/año para las
olas (Wave). El Cuadro 6 muestra algunos desarrollos.
Olas: en EE.UU., hay plantas en Texas, Florida.
Energía geotérmica
Hasta el momento ha recibido muy poca atención,
hay 10.700 MW de capacidad instalados en 24 países,
para la generación de electricidad. Ver Cuadro 7. (Ref.4).
Celda de combustible (Fuel Cell):
Estados Unidos: Se proyecta su uso en el transporte
vehicular, para lo cual presenta buenas perspectivas, en
especial con el hidrógeno. Tiene una eficiencia aceptable
Alemania: En este campo es el país más avanzado
en Europa, contempla múltiples aplicaciones; utiliza una
pila de combustible en el submarino U-212, producida
por Siemens y HDW.
Hidrógeno
Se ha avanzado mucho para su utilización en vehículos, especialmente en Alemania. Se utiliza en los motores
de combustión interna y en ese país hay estaciones que
la suministran a los vehículos.
La Unión Europea patrocina la “Fuel Cells and
Hydrogen (FCH) Joint Technological Iniciative (JTI)”
para estimular la investigación en este sector.
Con frecuencia se reciben múltiples publicaciones
anuales sobre este tema.
Paraguay
China
País
La represa de Tucurui tiene 8370 MW.
La represa Itaipu
tiene 14000 MW.
Pr o d u c c i ó n
Actual
Se está construyendo la
represa Belo Monte, con
capacidad teórica para
generar
11233MW,
siendo la tercera mundial.
Para el año 2014 deben
entrar en producción
nueve
plantas
adicionales
a Tres Gargantas y hay
otras bajo construcción.
Producción
Esperada
El crecimiento brasileño obliga a añadir
anualmente 6000 MW de energía a su
capacidad instalada de 121.000 MW.
Aun así proyecta intensificar su potencial
de generación de energía solar y eólica
y el bagazo se utiliza para las calderas
de alta presión.
Para el futuro será hidráulica la generación del
50% de su
energía, 30% eólica y biomasa y el
resto por gas. Tiene
48 represas proyectadas. Sus estudios demuestran que
tiene un potencial de 143.000 MW de
generación por eólica. Se calcula que el
precio del MW generado por eólica es d e
90 a 100 reales por MWH. En c a m b i o
en Belo Monte es de 77,97 reales por
M W H . (Yapp,
2011).
La represa las Tres Gargantas, aun
bajo construcción, es la mayor
mundial, con 22500 MW.
Comentarios
Cuadro 4.. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos hidroeléctricos.
Desarrollo energético en Venezuela
383
La represa Grand
Coulee tiene 6809
MW.
La represa de Guri
tiene 12000 MW,
Macagua 3167 MW.
La represa Sayano
tiene 6721 MW,
Krasnoyarsk
tiene
6000 MW.
Venezuela
Rusia
Pr o d u cc i ó n
Actual
Estados
Unidos
País
Producción
Esperada
Comentarios
Cuadro 4.. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos hidroeléctricos (cont.).
384
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Posee 28 reactores nucleares
bajo construcción. La planta
Quinshan genera 4038 MW
y la deLing Ao 3876 MW
Produce el 80% de su energía
de sus reactores, con 16 centrales multi-uso. La planta Cattenom
5200 MW, Blayais tiene 3640MW,
Gracelines
5460.
La planta Bruce tiene 6234 MW.
Produce actualmente el 16% de la
electricidad de sus centrales nucleares. Gundremmingen tiene 1972 MW
Produce el 19% de su consumo de
fuentes nucleares; tiene 104 reactores en operación y se están construyendo dos reactores de Tercera Generación en Voigt. La planta
Blayais tiene 3640MW, Browns Ferry 3300MW, Palo Verde 4414MW.
Francia
Canadá
Alemania
Estados
Unidos
Producción
Actual
China
País
Alemania
proyecta cerrar
todos sus reactores para el
año 2022
Producción
Esperada
Comentarios
Cuadro 5. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos energéticos nucleares.
Desarrollo energético en Venezuela
385
reactores
en
operación.
Tiene cincuenta reactores en operación, produciendo el 30% de la electricidad y debe importar el 80% de
sus necesidades energéticas. La planta
Oel tiene 4464 MW, Fukushima II
tiene 4268 MW.
Japón
Otros países:
India,
Pakistán,
Possen
Brasil,
Argentina
y
México.
La capacidad total instalada es de
21.244 MW. La planta de Balakovo
tiene 3800 MW. Rusia Tiene planes
para incrementar sus reactores en
operación de 31 a 59. Para 2010 el
total generado fue de 170.1 TWh
en los reactores nucleares.
Producción
Actual
Rusia
País
Producción
Esperada
Irán tiene uno bajo construcción cuya decisión ha provocado debates mundiales entre
las potencias por las posibilida
des de uso militar de su combustible y Corea del Norte
tiene otro, que también ha
sido cuestionado por el mismo
motivo
El accidente de Fukushima
en 2011, la está obligando a
reconsiderar
la
utilización
de la energía nuclear.
Comentarios
Cuadro 5. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos energéticos nucleares.
386
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
St. Malo (1966), producía
240 MWh, actualmente es
de 600 GWh/año.
Tiene una estación de 3,6
MW en Vancouver
Tiene una estación de 300
kW en la costa de Devon;
otra estación de 10,5 MW en
Gales.
Tiene una estación de 1.2 MW
Hay proyectos en Rusia,
China, Australia
Canadá
U.K.
Irlanda
Otros países
Producción
Actual
Francia
País
Producción
Esperada
Comentarios
Cuadro 6. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos energéticos utilizando mareas.
Desarrollo energético en Venezuela
387
Posee siete plantas con capacidades que fluctúan desde
770 MW hasta 442 MW.
Tiene siete plantas, con potencias que fluctúan entre 220 MW
y 100 MW.
Indonesia, Nueva Zelandia, y
Japón tienen plantas pequeñas.
Filipinas
México
Otros
países
La planta de Hengill produce
303 MW de electricidad y
133 de energía térmica.
Islandia
Produce desde 1892, con
plantas en Idaho, Oregón
y otros sitios.
Produce desde 1904, tiene
una planta con capacidad
562,5
MW.
Unidos
Producción
Actual
Italia
Estados
País
Producción
Esperada
Cuadro 7. Resumen-Síntesis de los principales desarrollos geotérmicos.
Comentarios
388
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Desarrollo energético en Venezuela
389
Carbón
El carbón mineral es considerado como altamente
contaminante por su producción de SO2, CO2, NO2 y hollín, empero su abundancia y costo permiten su uso.
Para el año 2011 se produjeron mundialmente 7.667
Mt ; la utilización del carbón continúa con un 30,3%, del
consumo total de energía mundial, el cual puede mantenerse, sobre todo en las plantas térmicas de vapor, en
adición, están bajo desarrollo varios procesos para producir un “carbón limpio”, con bajo azufre, con la producción de un mínimum de contaminantes. (Coal, 2013).
2
Combustibles tradicionales, tales como el carbón y el
gas natural, por su naturaleza, aún cuando son alternativas, no se considerarán aquí como reemplazo de los
hidrocarburos entre las energías alternas, al igual que las
lutitas.
Las Energías Alternas en Venezuela
Han recibido muy poca atención en Venezuela, se han
utilizado en muy pocas ubicaciones.
En la Universidad Central el profesor Melchor Centeno fue pionero en la investigación sobre energía solar
(Freites, 2010). En la Universidad Simón Bolívar el profesor Stefan Zarea ha sido pionero en la investigación y
construcción de equipos de energía eólica.
En los años 80 el Ministerio de Minas e Hidrocarburos
creó la Dirección de Energías Alternas, la cual estuvo
relacionada con la instalación de una planta solar en
Amazonas y otra de eólica en la península de Paraguaná. En Caracas promovió alguna instalación solar en
un colegio. Además, en la Base Naval de La Orchila se
instaló una planta solar.
Actualmente hay edificaciones donde toda el agua caliente es derivada de una planta solar y se adelantan
planes para extenderla a áreas desasistidas, para ambas
la solar y la eólica.
390
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
El Futuro de los Motores de Combustión Interna
El transporte es casi íntegramente dependiente del tipo
de motor que mueve a los vehículos. Hasta el momento,
solo los motores de combustión interna son los únicos
que, masivamente, impulsan a todos los vehículos: camiones, autobuses, automóviles, aviones. En el transporte por tren, los motores diésel ocupan un porcentaje
importante.
Los motores operados por los ciclos diésel y Otto continúan siendo los más usados, el Wankel y el Atkinson
no han obtenido aceptación mayoritaria. Los motores de
gas no ofrecen soluciòn real al problema de reducción de
la contaminación. (GreenCar Congress, 2011) (Internal
Combustion Engine, 2013).
Para este momento, están en operación motores con
inyección directa (direct fuel injection), o inyección
directa-turbo (direct injection turbo), o desplazamiento
variable (variable displacement), o tiempos variables y
apertura de válvulas (variable valve timing and lift) y
otros métodos.
Indudablemente, el motor eléctrico podrá ocupar una
fracción en el futuro, al igual que el hidrógeno, pero el
mayor porcentaje lo tendrán los motores de combustión
interna durante el resto de este siglo. Ambos métodos
dependen de estaciones de recarga, ubicados en sitios
convenientes para el usuario.
En los próximos cincuenta años los motores de combustión interna continuarán siendo utilizados masivamente en el transporte.
Las Plantas Productoras de Energía
Las plantas eléctricas de mayor capacidad son esencialmente movidas por energía hidroeléctrica o por las
nucleares. Esto continuará siendo así durante el resto de
este siglo.
Desarrollo energético en Venezuela
391
Las plantas de capacidad mediana continuarán siendo
accionadas, esencialmente, por la turbina de gas, por la
turbina de vapor y por los motores diésel. En Taiwán, la
planta de vapor Taichung tiene 5780 MW, en China la
Toketuo tiene 5200 MW, en Polonia la Belchatow tiene
5053 MW.
Con respecto a fuel-oil, en Japón la planta Kashima
tiene 4400 MW, la Hirono tiene 3800 MW, en Rusia la
Surgut 1 tiene 3200 MW, en el Reino Unido la planta
Peterhead tiene 2177 MW.
Con respecto a gas natural en Rusia la planta Surgut
2 tiene 5597 MW, en Japón la planta Hittsu tiene 5040
MW.
Las plantas para cargas pequeñas serán movidas por
motores de combustión interna, Otto y Diesel.
CONCLUSIONES
Se puede concluir que los motores de combustión interna continuarán en uso durante una parte importante
de este siglo, con algunas modificaciones, hasta tanto
sean reemplazados por otros más eficientes y menos
contaminantes. Sin embargo, los medios de transporte
personal pueden ver alterado su uso en los próximos cincuenta años, con otros tipos de vehículos.
En cada uno de los países mayores se llevan a cabo
investigaciones sobre todas las posibilidades que ofrecen
las energías alternas. Ninguna es conclusiva, pero puede
inferirse que, para el año 2050, ocuparán un alto porcentaje de la oferta mundial. La utilización de cada una
de las energías alternas dependerá exclusivamente de las
ventajas que éstas proporcionen en una región determinada. No puede asegurarse que haya alguna que no
ofrezca ventajas y desventajas, todas las tienen y esto
debe ser evaluado.
392
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
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World Wildlife Fundation. (2011). El informe de la
energía renovable. 100% de energía renovable para el
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http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/
2011/09/brazil-sets-the-pace-in-clean-energy [Consulta
19 de octubre de 2013].
(NOTAS)
El programa MATOC (Multiple Award Task Order
Contracts), diseñado para el proyecto de concesión, construcción, operación y mantenimiento y gestión de un programa de parques solares en bases militares americanas
tiene un presupuesto de 7.000 millones de dólares e incluye
instalar una potencia de 3.000 MW de energías renovables
para el año 2025, para las instalaciones del Ejército, la Fuerza Aérea y la Marina. Esta potencia eléctrica sería suficiente
para satisfacer 750.000 hogares. Veáse Revista Eólica y del
Vehículo Eléctrico (REVE) (2013). Energías Renovables: TSolar podrá suministrar energía solar fotovoltaica al ejército
de EE UU. [Reportaje en línea] Disponible en: http://
www.evwind.com/2013/09/05/energias-renovables-grupo-tsolar-precalificada-por-el-departamento-de-defensa-de-ee-uucomo-proveedor-de-energia-solar-fotovoltaica/.
1
El Departamento de Defensa, como ente único, es el mayor consumidor de energía del mundo y debe cumplir, por
mandato del Congreso estadounidense, el objeto de cubrir
con energías renovables al menos el 25 % del consumo energético de sus instalaciones y dependencias. Para ello prevé
impulsar la puesta en marcha de 3.000 megavatios (MW) renovables en instalaciones del Ejército, la Fuerza Aérea y la
Marina para el año 2025. Veáse Inversion y Finanzas.com.
(2013) Iberdrola clasificada con Acciona y ACS para plan
eólico del Ejército de EEUU. [Reportaje en línea] Disponible
en:
http://www.finanzas.com/noticias/empresas/20130911/
iberdrola-clasificada-acciona-para-2471149.html .
2
Mt: millones de toneladas.
Desarrollo energético en Venezuela
395
5 . DEMANDA NACIONAL DE ENERGÍA
5.1. Sector Transporte
Ing. César Quintini Rosales
Consideraciones preliminares
Son grandes los esfuerzos que a nivel mundial, se realizan para estimar las eventuales condiciones que pudieran presentarse en horizontes cronológicos, que estarían
dentro del marco de unos cuantos meses, hasta otros tan
lejanos como una centuria o quizás medio siglo, para no
excederse. Los resultados que se ofrecen son en general
impactantes, condición que dura hasta que la expectativa
se convierte en un presente diferente.
Pueden contarse por millones las horas dedicadas a
encontrar correlaciones factibles y creíbles, entre variables como los índices demográficos, las variables económicas y las tendencias culturales. Así como el efecto de
las políticas públicas y las cuestiones geopolíticas en el
comportamiento de las sociedades y su demanda de bienes y servicios.
Dentro del marco de las expectativas a ser visualizadas, están las tendencias del consumo energético en
las actividades del transporte, las cuales se caracterizan
por el deseo general de los seres humanos de desplazarse
ellos o desplazar los bienes que desean, en el menor tiempo
y con el menor esfuerzo posible, esfuerzo que en términos
físicos es trabajo y que requiere energía para realizarlo.
En general, como se ha comentado en lo ya escrito,
se tiende a configurar lo que pueda esperarse en base a
396
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
los datos recabados del pasado reciente, ajustándolos en
función de los cambios que se espera puedan ocurrir. Así,
en el caso de estimar la probable demanda energética del
transporte, es razonable partir de la información de la que
se disponga, relativa a la demanda en los años recientes.
Es común reconocer como demanda energética del
transporte, la sumatoria de toda la energía consumida en
una determinada circunscripción geográfica dentro un
determinado período, por todos los medios de transporte
que han operado en dicha circunscripción. Nótese que si
se va actuar con cierta rigidez intelectual, no se debe
imputar a tal efecto solamente la energía destinada a la
movilización de naves, aeronaves y vehículos, sino también debiera contabilizarse la energía consumida en la
manufactura de dichos vehículos y en la construcción de
la infraestructura por la que habrán de circular.
Desde luego que la porción de energía dedicada a la
fase de manufactura deberá prorratearse a lo largo de la
probable vida útil del vehículo y así debiera ser en cuanto a las obras de infraestructura construidas a tal efecto.
Una búsqueda preliminar relativa a la energía consumida en la manufactura, condujo a la versión inglesa de
Wikipedia, allí se menciona que según un estudio realizado en Australia, la llamada “embodied energy” –referida en español como “energía gris” o “energía cautiva” –
requerida para la manufactura de un automóvil estaría
en el orden de los 0,27 terajulios. No parece ser esa una
ruta adecuada para determinar el impacto energético del
transporte, aunque en Venezuela el costo de importación
de partes y vehículos ensamblados debe com- pensarse
con la venta de energía en la forma de hidrocarburos.
Consideraciones similares son aplicables en la cuantificación del impacto del desarrollo de la infraestructura
para transporte, en lo que a demanda energética se refiere. Queda finalmente la vía de cuantificar el impacto
directo del consumo de combustible para las actividades
de transporte, a partir de la información disponible.
Desarrollo energético en Venezuela
397
A tal efecto se decidió acudir a las estadísticas publicadas por los entes oficiales con competencia en cuestiones
energéticas, fundamentalmente la publicación del PODE
(Petróleo y Otros Datos Estadísticos) editada por el ministerio responsable de los asuntos energéticos y complementarlo con los Informes Anuales de OPSIS/CNG para
el Sector Eléctrico. (Cuadro 1). Debido a que ha resultado difícil obtener información al día, relativa a la actividad energética, se recabaron datos para el consumo de
gasolina en el período 1999-2008 y para el consumo de
gasoil de 2004 a 2008, estos últimos datos resultan relevantes debido al importante incremento del consumo de
gasoil para la generación de electricidad durante dicho
período. Siguen los datos tabulados.
En el caso de la gasolina puede observarse que entre
1999 y 2002 hubo un incremento en el consumo del
orden del 20%, para luego experimentar un brusco descenso que devuelve el consumo en 2004 al nivel de
1999. De 2004 a 2005 en un solo año crece la demanda
tanto como lo hizo en los cuatro primeros años del período en consideración, luego de 2005 a 2008 se observa
un crecimiento interanual del orden del 6%.
Para completar el cuadro energético se deben incluir
los consumos de gasoil, turbofuel y fuel oil, este último
con muy poco impacto. Al consumo nacional de gasoil
se debe restar el consumo de las plantas eléctricas que
entre 2004 y 2008 experimentó un incremento del orden
del 44%. Realizado el descuento, puede observarse que
mientras el consumo de gasolina experimentó un gran
incremento entre 2004 y 2005, el consumo de gasoil
bajo el 13%, dada la diferencia de tecnologías para usar
uno u otro combustible, no se puede explicar que el descenso en el consumo de un combustible pueda ser compensado por el aumento en el consumo del otro. No
obstante, al sumar los barriles con el consumo de todos
los combustibles, si se observa un crecimiento progresivo
con un aumento de 30% de 2004 a 2008. La única
conclusión que puede derivarse de las cifras en conside-
97098
201590
4530
303218
Gasolina
Turbofuel
Total
2004
200,3 209,6
Gasoil
Gasolinas
1999 2000
226,2
331568
4580
242750
84238
2005
352738
4680
257750
90308
2006
243,3 216,7 202,1
2001 2002 2003 2004
243,2
2005
374547
5560
274010
94977
2007
258,2
274,4
2006 2007
396179
4760
288880
102539
2008
289,2
2008
Cuadro 1. Consumo interno total de productos refinados (mb/d). Fuente: PODE (199-2008)
398
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Desarrollo energético en Venezuela
399
ración, es que no constituyen una base de datos confiable para una prognosis cuantitativa.
Un deseable enfoque cualitativo
Más que motivo de incertidumbre, la carencia de una
base de datos suficiente para justificar un ejercicio de
anticipación cuantitativa, ofrece la oportunidad de identificar tendencias y proponer cursos de acción para minimizar factores negativos y estimular aquellos con perspectivas favorables.
Existe una intensa búsqueda de tecnologías alternativas capaces de reducir el consumo de hidrocarburos en
el transporte, tanto por razones económicas, como por
consideraciones ambientales. Aumentan las ferrovías
electrificadas y el transporte urbano masivo en base a
trenes subterráneos eléctricos. Se avanza, aunque a ritmo lento, en la búsqueda de baterías y centros de recarga que aumenten el radio de operación de los autos
eléctricos y hay en el mercado modelos híbridos que permiten operar con ambos tipos de energía, sin que se
olvide que se puede generar electricidad con las más diversas fuentes de energía primaria. Hay vehículos experimentales rodando en las carreteras de Norteamérica y de
la Unión Europea, alimentados con energía solar y en
fecha reciente una aeronave con paneles solares y motores eléctricos voló de San Francisco a Nueva York con
cinco escalas intermedias. Todos los avances que se logren de aquellas experiencias, sin duda habrán de repercutir en el mercado petrolero y en consecuencia tendrán
un impacto significativo en la economía venezolana, circunstancia que a su vez afectará la disponibilidad de recursos aplicables al transporte en Venezuela.
La práctica en los pasados cien años ha sido en Venezuela, la de determinar las necesidades de transporte y a
partir de allí dirigir parte de los recursos financieros generados por la venta de hidrocarburos, para expandir la
infraestructura de transporte, ampliar la flota vehicular y
400
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
surtirla de combustible, a precios inferiores del costo de
producirlos y que son una ridícula fracción del precio de
oportunidad del mismo. Uno de los grandes retos que
tiene el talento técnico nacional, es el de crear soluciones
que, con inversiones modestas, sean capaces de aumentar la eficiencia del sistema de transporte existente, para
transportar más carga y mayor número de pasajeros.
No es con medidas como la de obligar al uso de gas
comprimido en los automóviles, que se podrán lograr los
resultados deseables. Cuando se disponga de suficiente
gas, mucho más efectivo será llevarlo a las plantas
generadoras para liberar y llevar al comercio exterior
cincuenta mil barriles de gasoil, que cambiar el patrón
de consumo de casi 20% de la flota vehicular que actualmente gasta gasolina. Así como se están gastado sumas del orden de varios cientos de millones de dólares,
en la instalación de aerogeneradores de escasa utilidad
en Venezuela, se debería estar invirtiendo una suma similar en investigaciones de campo que permitan identificar tecnologías, que conduzcan a una mayor eficiencia
en el uso de la infraestructura y las flotas de transporte
de que dispone Venezuela. Hay soluciones que permiten
mejorar de manera significativa el transporte automotor
unipersonal, existe la tecnología para hacerlo, hace falta
implantar los necesarios cambios actitudinales para lograrlo.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico
(2007). Informe Anual 2007. Caracas..
Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico
(2008). Informe Anual 2008. Caracas.
Ministerio del Poder Popular del Petróleo y Minería.
Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE) (2007–
2008). [Documento en línea] Disponible en: http://
www.menpet.gob.ve/secciones.php?option=view&idS=179.
Desarrollo energético en Venezuela
401
5.2. Sector Industrial
Ing. Alfredo Viloria
Antecedentes
El mercado petrolero durante el año 2012, conllevó a
que el crecimiento del PIB global se ubique por encima
del 5,4%, los precios del crudo se lograron mantener en
niveles promedio por encima de los 100 $/Bl. No fue
sino hasta el 2009, cuando la caída de los precios del
gas natural, causada por una sobreproducción de gas natural de esquisto, que llevó los precios desde los 9 $/
MMBTU en 2008 hasta los 4 $/MMBTU en el 2009.
En el mundo, se presentan distintas maneras para el
diseño de los precios del gas, influidas por cuestiones
económicas y políticas propias de cada país. En este sentido, pueden enumerarse los siguientes mecanismos existentes en la actualidad:
o Competencia gas por gas.
o Escalada del precio del petróleo.
o Monopolio bilateral.
o Net back.
o Regulación basada en el costo del servicio.
o Regulación basada en cuestiones políticas o sociales.
o Regulación por debajo del costo.
o Sin precio.
El PODE 2009–2010, se indica, que las reservas probadas del gas natural son del orden de 5.524.501 MMM3,
con una producción neta de 41.329 MMM3, no incluye el
402
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
gas a inyección. En el Cuadro 1 se discrimina la producción de gas, en el 2010.
Cuadro 1. Producción de gas natural, PODE (2009-2010)
Actividad
Volumen
Producción
71.720
Utilización
37.580
Inyectado
30.391
Arrojado
7.189
Otros usos
34.140
Transformados en
productos y mermas
6.706
Combustible
7.700
Vendido
19.734
En el 2009, Venezuela consumió 3896,85 miles de barriles equivalentes por día (mbepd), donde:
o El petróleo representa la mayor parte del consumo
total de energía en Venezuela. 2915 mbepd;
o El gas natural contribuyo 792 mbepd;
o La hidroelectricidad con 146,02 mbep/d; y
o El carbón representa el resto de la energía utilizada.
Según cifras de la Agencia de Información de Energía
EIA, por sus siglas en ingles), en Venezuela y durante
la última década el porcentaje de consumo de derivados
del petróleo en la matriz de energía del país ha aumentado de 36 por ciento a 47 por ciento.
La cadena de valor del gas natural, consiste en el
gran conjunto de operaciones necesarias, para su exploración, perforación, explotación y suministro gas natural
desde la boca del pozo, hasta los usuarios finales. Aque-
Desarrollo energético en Venezuela
403
llos usuarios que requieran más de 100 MMPCND (26,78
MMm3d), sin considerados como grandes usuarios.
Valorización del gas. Usuarios finales
La transmisión de gas natural, requiere de una serie
de tecnologías, para la entrega de este recurso a los diferentes centros de consumo. Esta actividad se caracteriza
por ser un monopolio natural, ya que son proyectos intensivos en capital debido a los altos costos fijos para
la construcción del gasoducto. En Venezuela. el mercado
interno es atendido a través de una red de gaso-ductos
de 4.396,6 Km, que transporta 37.032.295 MM3/año, y
por líquidos provenientes del gas natural, el consumo de
estos líquidos fue de 113.662 b/d (2010).
Estudios de net back realizados en el 2000, (Yoli,
2000; Aboud, 2008) arrojaron las siguientes cifras iníciales:
o En producción del gas a inyección se valoriza en
2,64 US $/ MMBtu;
o En el sector petroquímico, el valor del gas natural,
en el mercado interno se multiplica por un factor
de 30;
o El valor del gas producido es mayor, (supera al del
petróleo a partir de 6.000 PC/B), por la sustitución
de líquidos en el mercado interno y liberación de
ellos a mercados de exportación;
o En el sector eléctrico, la valorización es de 1,70 US$/
MMBtu;
o Las industrias básicas de Guayana, está asociado a
los precios de realización, de cada uno de los productos provenientes de la transformación del hierro
y el aluminio.
Por otra parte, estudios realizados por el Ministerio de
Energía y Minas, señalan que el sector gas, al igual que
el sector eléctrico, es un servicio de utilidad pública en
sus segmentos de producción (generación) y comer-
404
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
cialización siendo además un servicio público en sus segmentos de transmisión y distribución (T&D), por su condición de monopolio natural. Por lo tanto, los agentes
económicos proveedores de estos servicios están legalmente sujetos a restricciones en la fijación unilateral de
precios y tarifas, en la manera de organizarse y en la
manera de estructurar sus relaciones contractuales
Los países con mercados de gas en desarrollo, a menudo tienen una competencia limitada, ya que los mercados, no son lo suficientemente grandes como para
soportar el funcionamiento eficiente de un gran número
de productores nacionales o proveedores. En estos países,
los reguladores participan en la formulación de políticas
públicas en el sector, y ejercen un papel primordial en
establecimiento de criterios de calidad de gas de acuerdo
a los requerimientos del gas natural y sus productos.
Especificaciones del gas natural
En el caso de Venezuela, las premisas formuladas por
el Ejecutivo Nacional, establecen, que el gas natural debe
satisfacer del mercado interno, y como segunda prioridad, el envió de sus excedentes a mercados de exportación. El Ente Nacional de Gas (ENAGAS), ha establecido una serie de especificaciones técnicas para la calidad
del gas natural para el mercado interno Cuadro 1. También ver Orellana (2000), Juris (2000) y PDVSA gas
(2011).
Las especificaciones, requeridas para el gas combustible, denominado como gas metano, en el reglamento
para los hidrocarburos gaseosos), donde el poder calorífico del gas es un requerimiento esencial para el correcto
funcionamiento de los equipos industriales y doméstico,
donde el índice de Wobbe (denominado factor de intercambiabilidad y se define como la relación entre el poder
caloríficos y la gravedad específica del gas y su relación
con la entrada de energía al quemador) es el parámetro
comúnmente utilizado para establecer los criterios de eficiencia energética en este tipo de aplicación.
Desarrollo energético en Venezuela
405
Cuadro 1. Especificaciones del gas para el mercado interno.
Mercado interno
Especificaciones
Petroquímica
Composición molar del gas, especial énfasis en el contenido de
etano...
Trazas (H2S, mercaptanos).
Punto de rocío de agua e hidrocarburos.
Gas combustible
Norma COVENIN
3568-2:2000
Poder calorífico.
Composición molar del gas, componentes mayoritarios.
Trazas (H2S, mercaptanos).
Punto de rocío de agua e hidrocarburos.
Densidad.
Densidad Relativa.
Factor de compresibilidad.
Índice de Wobbe.
Así mismo se establecen los niveles permisibles de gases ácidos y contenido de agua, elementos que comprometen la integridad estructural de las instalaciones e
infraestructura para el manejo, acondicionamiento,
transmisión y distribución. (Cuadro 2). tomando en consideración los siguientes aspectos:
o Contenido de agua: esta especificación es necesaria
para prevenir la condensación de agua en las tuberías. La presencia de agua libre conduce a la formación de hidratos y corrosión de las líneas de
transmisión.
o Contenido de H2S y CO2: la presencia de estos compuestos causa corrosión en las instalaciones y emisión de contaminantes a la atmósfera.
o Poder calorífico: esta especificación es necesaria para
que el cliente pueda consumir la cantidad de energía ajustada a sus necesidades.
406
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
o Punto de rocío: es necesaria su determinación para
prevenir la condensación de hidrocarburos líquidos en
las tuberías durante la transmisión y distribución.
o Contenido de mercurio: esta especificación es necesaria ya que el mercurio deteriora los intercambiadores de calor criogénicos y produce contaminación
ambiental.
Cuadro 2. Especificaciones para el gas metano en cuanto al
contenido de contaminantes. Fuente: Balsa y Peña, 2004.
Fecha de
Vigencia
H2O
(Ib/MMPCE)
CO2
(%molar)
H2S
(ppmv)
Hasta 2008
7,00
8,5
12,00
A partir del 2009
6,56
6,5
9,22
A partir del 2011
6,06
4,0
6,79
A partir del 2013
5,65
2,0
4,16
Las estrategias para el acondicionamiento y tratamiento del gas en el mercado interno, está asociada a
los requerimientos de:
o Los usuarios finales;
o Las inversiones iniciales de capital (CAPEX);
o Vida útil del yacimiento, y volúmenes de gas a ser
tratados.
En ese sentido las necesidades del acondicionamiento
gas (Viloria, 2013), vienen dadas por:
Contenido de H2S
o En sistemas de producción que manejan 250 MPCND
y contenidos de H2S entre 20 a 100 ppm, la corriente
de gas es tratadas con soluciones de alcanolaminas;
o Para caudales de gas inferiores a 125 MMPCND y
presencia de H2S hasta 100 ppm, se emplean secuestrantes sólidos basados en óxidos de metales alcalinotérreos.
Desarrollo energético en Venezuela
407
o En sistemas que manejan caudales hasta 60 MMPCND
y concentraciones de H2S menores a 100 ppm, se utilizan secuestrantes líquidos, siendo las triazinas la más
comúnmente utilizadas.
Contenido de CO2.
o En operaciones de inyección de gas a altas presiones,
y con fines de recuperación adicional de petróleo,
no se requiere la remoción del dióxido de carbono,
ya que a las condiciones de inyección el CO2 promueve el desplazamiento miscible del crudo en la
formación, ayudando a mejorar el factor de recobro
y la calidad del crudo producido;
o En operaciones de extracción de líquidos y licuefacción del gas metano, se requiere una remoción profunda del CO2, de manera de evitar la formación
de hielo seco;
o El gas a petroquímica, no requiere la remoción del
CO2, debido a que es un insumo importante para la
obtención de la urea;
o En operaciones de transmisión y distribución con
fines del uso del gas metano, es necesario la remoción de este gas (al 2 % molar), valor que garantiza, el poder calorífico del gas combustible.
Contenido de H2O
o En sistemas de inyección de gas a yacimientos la
deshidratación se lleva a cabo utilizando trietilenglicol (TEG), reduciendo el agua a niveles de 5 lbm
de H2O/MMPCN de gas;
o Es sistemas de transferencia de gas a plantas de
extracción de líquidos, la tecnología utilizada es la
de tamices moleculares para garantizar la deshidratación profunda del gas;
o En transmisión y distribución, se utilizan las tecnologías de deshidratación con TEG y tamices moleculares dependiendo de la naturaleza del gas (libre
o asociado).
408
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
o Los hidrocarburos fósiles juegan un papel fundamental en el consumo energético nacional.
o Las especificaciones del gas a los consumidores finales, dependen del aprovechamiento de este recurso en cada sector industrial.
o La incorporación de reservas provenientes de proyectos costa afuera, permitirá satisfacer las necesidades del mercado interno y liberar líquidos a los
mercados de exportación.
o El gas natural está llamado a promover el desarrollo industrial del País.
o Como resultado de este análisis, se recomienda, el
profundizar las políticas públicas, tendientes a promover el intensivo y eficiente del gas, en el sector
industrial.
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410
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
5.3. Sector Urbano
Ing. Jesús Augusto Gómez
Composición de la Demanda
Según los resultados del Censo de 2011, el 88,8 % de
la población vive en áreas urbanas (INE, 2011). Esto significa que con excepción de las industrias básicas, la industria petrolera y las demandas para la agricultura,
alrededor de los núcleos urbanos se conforma un flujo de
energías importante de gran magnitud, especialmente
cuando se considera que casi todos los productos que se
consumen en estos centros de una manera u otra tienen
un componente energético. Esta condición a menudo
queda soslayada cuando el análisis de los consumos se
establece sobre la base de los sectores o tipo de suscriptores (IIASA, 2012).
Se puede decir que la demanda urbana de energía está
integrada por varios componentes como son las demandas residenciales, las pequeñas industrias, la comercial, el
alumbrado público y los entes oficiales. Esta demanda de
energía es suplida básicamente de dos fuentes como son
la electricidad y el gas.
Demandas en Venezuela
Las demandas de energía urbana en el país, sin considerar las necesidades para el transporte, están suplidas
básicamente por dos fuentes como son el gas doméstico
y la electricidad
Demanda de Gas
El servicio eléctrico es suministrado en la actualidad
por Corpolec y el gas a través de una filial de PDVSA,
denominada PDVSA Gas Comunal (PDVSA, 2012).
PDVSA Gas Comunal fue constituida en el año 2007 con
el objeto de garantizar el suministro de Gas Licuado de
Desarrollo energético en Venezuela
411
Petróleo (GLP). Al cierre del año 2012 tiene 60 plantas
de las 86 plantas de llenado existentes a nivel nacional
que incluye la ocupación de dos empresas (Servigas y
Duragas), igualmente suministró un total de 42 MBD a
nivel nación, de los cuales 35,45 MBD (86%) corresponden a PDVSA Gas Comunal y 6,25 MBD (14%) al sector
privado. En el año 2012 se incrementó en 5% la distribución de GLP con respecto al año 2011 que fue de 40 MBD.
A escala nacional se cuenta con una infraestructura
de transmisión y distribución de gas metano de 5.031
km de tuberías de diferentes diámetros (desde 8" a 36"),
a fin de satisfacer los requerimientos de los sectores doméstico, comercial e industrial.
Para el año 2012, la producción de gas natural alcanzo un volumen de 2245 MMPCD, de los cuales 16
MMPCD (0,7%) corresponden al consumo doméstico.
El volumen de gas metano suministrado al sector doméstico es para cubrir la demanda de usuarios residenciales y comerciales que, al cierre del año 2012, estaba
integrado por más de 353.000 usuarios conectados a la
red de distribución de gas; 91% de estos usuarios se encuentra ubicado en La Gran Caracas, seguido por Valencia, Barquisimeto, Guanta, Anaco, Cumaná, Barcelona,
Barinas, Cagua, Maracaibo, Maturín y La Vela de Coro.
Actualmente PDVSA Gas tiene el proyecto de Gasificar
las zonas pobladas a través de la instalación de redes de
distribución de Gas Metano, a fin de satisfacer la demanda de estos servicios, en los sectores doméstico y
comercial, con la visión de liberar GLP para exportación,
favorecer el desarrollo comunitario y aumentar el nivel
de calidad de vida de la población privilegiando a las
comunidades de menores recursos. Este proyecto alcanzó
un avance físico de 46% y se han gasificado 102.109
familias en todo el territorio nacional.
Los datos que Pdvsa reporta en su Informe de Gestión
2012 señalan que el año pasado el número de bombonas
vendidas se redujo en 47,3%. De 258.264 unidades colo-
412
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
cadas en 2011 se bajó a 135.969 bombonas. Igual ocurrió con el alcance de la cantidad de familias beneficiadas, que disminuyó en 28% porque la venta de bombonas pasó de 153.442 a 110.379 hogares (Rojas, 2013).
La tendencia a la baja también se presentó en la fabricación y reparación de bombonas. Pdvsa en su Informe de Gestión 2011 destacaba como un logro que en ese
año la producción y refacción de cilindros fuera “114%
mayor que en 2010”, pero el año pasado hubo un descenso de 36,4% al caer de 702.533 a 446.536 unidades.
Demanda de Electricidad
La electricidad es fundamental para estilos de vida
modernos. Funciona a nuestras industrias y combustibles
nuestros hogares. Con la expansión demográfica y el crecimiento económico la demanda de electricidad ha crecido
también. Según estimaciones de la AIE, el consumo de
electricidad de anual de promedio mundial per cápita para
el año 2007 fue 2.752 kWh, y para 2030 será de 4.128
kWh (UN-HABITAT, 2012). Esto representa un incremento
del 50% en el periodo y un promedio anual de 2,17%
Para finales de 2011, el número de usuarios servidos por
Corpoelec alcanzaba la cifra de 5.802.010 (Cuadro 1, Figura 1), en el cual se muestra su distribución (MPPEE, 2012).
Con excepción de los usuarios correspondientes a las
Industrias Básicas, ese número de usuarios corresponde
en su totalidad a la demanda urbana que para ese año
totalizó un consumo de 64954 GWh. Para el año 2012,
el MPPPEE tiene proyectado un número de usuarios de
6.067.055 (MPPEE, 2013) lo cual representa un incremento del 4,57% en el número de usuarios.
Para el año 2011, La capacidad instalada alcanzó 0,89
KW/hab, equivalente a 4,43 KW/usuario, mientras que
la energía generada por habitante fue de 4243.83 KWh/
hab, lo cual se traduce en una generación de 5579
KWh/usuario residencial.(MPPEE, 2012).
El gobierno nacional a través del MPPPEE y Corpoelec han venido implementando una serie de políticas
28539.9
34.3%
10609
12.8%
10521
12.7%
18187
21.9%
COMERCIAL INDUSTRIAL IND.BASICA S
587,565
17,714
33
10.1%
0.3%
0.001%
B
12375
14.9%
OFICIAL
64,381
1.1%
2909
3.5%
OTROS
17,558
0.3%
83,141
100.0%
TOTAL
5,802,011
100%
infografía elaboración propia
Figura 1. A. Número de usuarios por tipo; y B. Consumo por tipo de usuarios. Fuente: PDVSA (2012);
A
Consumo
Ele ctrico(GWh)
No.USUARIOS
RESIDENCIAL
5,114,760
88.2%
Cuadro 1. Distribución de usuarios servidos por Corpoelec (2011). Fuente: PDVSA (2012)
Desarrollo energético en Venezuela
413
414
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
tendentes a reducir el consumo en general y el per
capita en particular. Dentro de esa políticas está la sustitución de bombillos ahorradores que se ha venido desarrollando del el año 2006 y que ya alcanza a un numero
de casi 150 millones de unidades y que equivalen a 3811
MW (Figura 1). Además, se han sustituidos electrodomésticos como neveras y aires acondicionados por equipos de mayor eficiencia energética. Actualmente, se ha
desplegado una campaña de concienciación de los usuarios para incentivar el ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica y en algunos lugares de han incorporado
programa punitivos a usuarios que exceden un determinado nivel de consumo. Por otro lado, hay una campaña tendiente a hacer conocer los verdaderos costos de la
generación eléctrica y el nivel de subsidios que se ha
otorgado a los usuarios a través de unas tarifas sumamente reducidas y que se han mantenido inalterables en
los últimos ocho años. Se espera que a corto plazo se
modifique sustancialmente el pliego tarifario del servicio
eléctrico con un incremento sustancial de esas tarifas;
sin embargo dado el uso intensivo de la electricidad, la
incorporación de nuevos equipos electrodomésticos y las
mejoras en la calidad de vida que eso conlleva, es de
esperar que a pesar del incremento en las tarifas se induzca muy poca reducción en el consumo per capita
dada la poca elasticidad de este consumo respecto a los
precios y que en cualquier caso, el incremento no sería
tan elevado como para afectar este valor.
Finalmente, hay un dato que llama la atención. Según
los datos de Censo 2011, existen 8.216.443 hogares de los
cuales 41,6% (3.418.040 hogares) poseen aparatos de
aire acondicionado (INE, 2011). Un aparato típico de estos tiene una salida de 18000 BTU/h con una potencia
aproximada de 1500W. Si consideramos un uso diario de
8 horas y una operación de 365 días por año, esto arroja
un consumo de 4380 KWh por año por aparato, un consumo total de 14970 GWh, equivalentes a más del 12% de
toda la generación nacional (122.896 GWh).
Desarrollo energético en Venezuela
415
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Instituto Nacional de Estadística (INE). (2011). Censo
de Población y Vivienda 2011. Página web: http://
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urbegestion.com/images/Documentos/UN-HabitatIUTC
2012SustainableUrbanEnergy.pdf.
416
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
6. OFERTA NACIONAL DE ENERGÍA
6.1. Evolución de la Industria
Petrolera Venezolana
Ing. Fernando Sánchez
La maravillosa aventura del petróleo tendrá su origen
en 1859 cuando el Coronel Edwin L. Drake perfora el
primer pozo productor en Titusville, en los Estados Unidos de América, sin saber que ha dado inicio a la industria que revolucionará al mundo. En Venezuela, los
primeros pasos serán dados por Manuel Antonio Pulido
en 1878 con la constitución de la primera empresa petrolera integrada, es decir, que produce, manufactura y comercializa, la Petrólia del Táchira.
El advenimiento del petróleo constituye un hecho de
extraordinaria proyección para el desarrollo del país, soportado en el principio de que las minas son propiedad
del Estado. Mucho se habrá de debatir si ha sido una
bendición o una maldición. Se han creado mitos y leyendas, se han escrito importantes novelas, nacen vibrantes
comunidades y pueblos alrededor del petróleo, pero aún
está pendiente lograr que este genio poderoso sea la palanca para la construcción de una nueva economía para
el país, menos dependiente del petróleo.
En la evolución de la explotación petrolera en Venezuela se pueden distinguir tres períodos: El período en
que la actividad de la industria es realizada por compañías transnacionales (1914-1958), el período de la Industria nacionalizada y bajo la responsabilidad de Petróleos
de Venezuela que se inicia en 1976 y entre ellos un pe-
Desarrollo energético en Venezuela
417
riodo de transición de aproximadamente dos décadas
(1958~1976).
El Régimen Concesionario (1914-1958)
Desde su comienzo, el petróleo captará la atención de
todos. El presidente José María Vargas se interesará en
el petróleo y llevará a cabo para el Despacho de Hacienda y Relaciones Exteriores, un detenido examen de un
compuesto asfáltico encontrado en la región de Pedernales. Hará pruebas de dilución y pedirá que se determinen
las acumulaciones en cantidad y calidad y expresará:
“Es mi única convicción que el hallazgo de las minas
de carbón mineral y asfalto en Venezuela es, según
sus circunstancias actuales, más que precioso y digno
de felicitación para los venezolanos y su liberal gobierno que el de las de plata u oro.”
En 1854 es aprobado el primer Código de Minas y la
primera concesión petrolera le fue otorgada en 1864 por
la Legislatura del Estado de Nueva Andalucía a Manuel
Olavarría por 15 años.
Las concesiones más importantes fueron otorgadas en
1907 a los señores Andrés Vigas, Antonio Aranguren,
Francisco Giménez Arraiz y Bernabé Planas y en 1909
la más extensa a John Tregalles que abarcaba 12 estados
y el territorio Delta Amacuro. Esta concesión caducará y
pasará a manos del Dr. Rafael Max Valladares. Así aparece una nueva clase de venezolanos ricos; son los agraciados por el regalo de las concesiones petroleras que a
su vez las venden a las compañías extranjeras.
En 1911 el reconocido geólogo norteamericano, Ralph
Arnold comienza el trabajo de prospección petrolera y
estudio sistemático de las concesiones de la General
Asphalt de Venezuela, las cuales ocupaban más de 50
millones de hectáreas. Un año después Arnold presenta a
la Caribbean Petroleum su informe geológico preliminar,
en el cual recomienda la perforación inmediata de un
pozo exploratorio en Mene Grande, Estado Zulia. El Zu-
418
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
maque No.1, el cual es perforado por la Caribbean
Petroleum Company en 1914, poco después del inicio de
la 1ª. Guerra Mundial y será el descubridor de un campo gigante que da inicio a la explotación comercial del
petróleo a gran escala en Venezuela. Con el descubrimiento del Zumaque No.1 se dará inicio al Régimen
Concesionario.
En 1917 se pone en operación la refinería de San Lorenzo al sur del Lago de Maracaibo, alimentada a través
de un oleoducto desde el Campo Mene Grande. En 1920
fue promulgada la 1ª. Ley de Hidrocarburos debido al
esfuerzo de un venezolano ejemplar quien habrá de ser
el modelo de un verdadero servidor público, el Dr.
Gumersindo Torres, Ministro de Fomento del Presidente
Juan Vicente Gómez. En 1922 la Venezuelan Oil Concessions perfora el pozo Los Barrosos No. 2, el cual reventó y produjo 100000 BPD durante 9 días; lo cual
atrajo la atención mundial. Una decisión de gran importancia fue tomada en 1930 por el Dr. Gumersindo Torres, al fundar el Servicio Técnico de Hidrocarburos,
organización ésta que será responsable de vigilar y controlar las actividades operacionales de la industria y que
será el embrión del futuro Ministerio de Minas e Hidrocarburos (MMH). Otro hecho importante será la publicación del editorial del diario “Ahora” escrito por el Dr.
Arturo Uslar Pietri en 1936 a través del cual lanza un
alerta al país para recomendar la utilización de la riqueza transitoria del petróleo como una palanca para el desarrollo de otras industrias. También será aprobada la
Ley del Trabajo al amparo de la cual se producirá la
primera huelga petrolera. Durante este periodo se promulgarán ocho leyes referidas a la explotación petrolera,
hasta llegar a la ley de 1943, la de mayor tiempo de
vigencia y en la que se establecerán importantes políticas
de estado entre las cuales se destacan: Que las concesiones no confieren la propiedad de los yacimientos, consagra además la reversión de las concesiones al término de
40 años, clasifica los diferentes tipos de concesiones, uni-
Desarrollo energético en Venezuela
419
forma los contratos petroleros que venían rigiéndose por
leyes ya derogadas y establece una regalía mínima de
16-2/3%. La ley del 43 es un punto de inflexión entre el
periodo de concesiones y el paso hacia una etapa productiva.
En 1945 mediante decreto presidencial se establece la
política de “No más Concesiones”. Poco tiempo después
se iniciarán las actividades de exploración con su consecuente desarrollo en aguas del Lago de Maracaibo. Esta
será la primera actividad costa afuera en el mundo. En
1948 se establece la participación fiscal mínima del 50%.
En 1949 entrará en operación la refinería de Cardón y
en 1950 la refinería de Amuay, seguidas por las de Puerto La Cruz, El Palito, El Chaure, Bajo Grande, El Toreño
y San Roque. Así queda completado el parque refinador
nacional. En resumen, este periodo se inició en una Venezuela rural, latifundista, con el café como principal
producto de exportación y con un nivel de analfabetismo
muy elevado. El petróleo desplazará al café como primer
producto de exportación con precios estables y controlados (por debajo de 2$ el barril) por las trans-nacionales
a todo el largo periodo. El crecimiento económico será
sostenido y alcanzará niveles por encima de 10%, la moneda venezolana llegará a ser la más fuerte en el mundo
y el país pagará su deuda externa. En 1958 la producción será de 2,77 MM BPD, las reservas serán de 16757
MM Bls. y la producción acumulada alcanzara 11812MM
Bls. Sin embargo, a pesar del desarrollo de una moderna
infraestructura física, esta bonanza no se traducirá en
bienestar social para la población, pues el campo será
abandonado por el atractivo mágico del petróleo, se impondrán el criterio rentista del que no nos podremos desprender como nación y la cultura del consumo
impulsada por el desarrollo explosivo de los medios de
comunicación. Se sembrarán mitos perversos en la cultura del venezolano, tales como: el estado y el gobierno
son la misma cosa, somos un país muy rico y el pertenecer a las organizaciones públicas es la plataforma para
420
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
el aprovechamiento personal. Al final del periodo se termina el caudillismo, se organiza el estado y se produce
un fenómeno político que tendrá como protagonistas a
jóvenes estudiantes que serán identificados como la generación del 28, que darán inicio a un movimiento con
el firme objetivo de construir las bases de un gobierno
democrático y dejar atrás el periodo dictatorial, hecho
este que se concretará en 1958. Para llevar a cabo todos
estos cambios tan profundos se requerirá un periodo de
transición.
El periodo de transición entre el régimen concesionario y la Industria Nacionalizada (1958-1976)
Durante este periodo se darán los pasos que conducirán al país al proceso de nacionalización, también llamado de estatización de la industria petrolera, debido a que
el Estado, tomará también el control de tres pequeñas
empresas de capital nacional, Mito Juan, Petrolera Las
Mercedes y Talon Petroleum. Por otra parte, otros grupos criticarán el proceso llevado a cabo, argumentando
que se trató solo de un cambio de accionistas, las transnacionales por el Estado Venezolano sin afectar ni la
gerencia, ni la organización administrativa y que la indemnización no era procedente. Como pasos previos
mencionaremos la promulgación de importantes leyes
como la Ley de Reversión, la ley de Nacionalización del
Gas, la ley del Mercado Interno y la Ley Orgánica que
Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos. Adicionalmente, Venezuela creará la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), participará activamente en la creación de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP), ideas maestras del
ilustre venezolano Juan Pablo Pérez Alfonzo quien será
llamado el Padre de la OPEP y finalmente creara a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Durante el periodo se
impulsarán importantes acciones en materia de Conservación que permitirán implantar grandes proyectos de
recuperación secundaria con el consecuente incremento
Desarrollo energético en Venezuela
421
de reservas. El gas asumirá un papel importante en el
país. En paralelo Venezuela iniciará su tránsito para convertirse en una nación moderna que termine con la etapa rentista y de paso a una etapa productiva, que utilice
al petróleo como palanca para el desarrollo de otros sectores, como las industrias petroquímica, del hierro, del
carbón, del acero y del aluminio, de manera que hagan
a la economía del país menos dependiente del petróleo.
Esta etapa de transición traerá consigo un fortalecimiento institucional fundamentalmente soportado por el ejercicio
de una visión de largo plazo ya sembrada por los legisladores de 1943, un ejemplo de madurez política y finalmente
la unión de todos los venezolanos hacia el cumplimiento de
un gran objetivo nacional: el manejo del petróleo.
Sin embargo se generarán temores y dudas ¿Estaremos preparados para asumir la tremenda responsabilidad
de conducir a la industria? Como hacerlo cuando existe
una profunda relación de lealtad entre los trabajadores y
las concesionarias. No dominamos la comercialización.
No tenemos abogados preparados en la cuestión petrolera, asimismo, la investigación que respalda a las operaciones se realiza en el exterior.
Además, las concesionarias ante la cercanía de la reversión de las concesiones petroleras, no invirtieron en
actividades de exploración y redujeron al mínimo las
actividades de mantenimiento. La producción era de 2.35
MM BPD; el nivel de reservas de crudo estaba en 18000
MM Bls., los precios se mantenían deprimidos y el personal de la industria había bajado de un pico de 40000
a 18000 personas. Finalmente debemos señalar que el
país mantenía una situación económica holgada lo cual
había provocado la atención de muchos países. Era un
paraíso para la inmigración. El presupuesto de la nación
se dedicaba en un 90% a la inversión y 10 % al gasto
corriente. El futuro presentaba un tremendo reto y el
país, como un todo, asumió el reto con decisión y coraje.
422
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
El periodo de la Industria Nacionalizada
Petróleos de Venezuela (PDVSA) se iniciará con la incorporación de 14 empresas que rápidamente se integrarán en cuatro grandes empresas. Este será un periodo de
trabajo intenso con visión de largo plazo, de fortalecimiento corporativo y orientado a ganar la confianza del
país y el respeto internacional. El proceso se iniciará con
la selección de un grupo de ciudadanos respetables que
bajo la presidencia del Gral. Rafael Alfonzo Ravard integrarán el primer directorio de Petróleos de Venezuela
(PDVSA). Este equipo hará énfasis en cuatro orientaciones básicas durante su gestión: Planificación Estratégica
Participativa, Autosuficiencia Financiera, Concentración
en el Negocio y No Politización.
Petróleos de Venezuela fue una empresa exitosa mientras se mantuvo en el cumplimiento de su misión empresarial. Su éxito se debió a la cultura heredada de las
transnacionales y a la capacidad de su gente. Pero a
pesar de tener el reconocimiento de empresa eficiente no
logró ganarse el cariño del pueblo, ni manejarse adecuadamente en el ambiente político, probablemente porque
esta debió ser una responsabilidad del Ministerio de
Energía y Minas (MEM), pero que debido a las fricciones
entre ambas organizaciones nunca fue asumida por el
Ministerio. Estos dos aspectos limitaron la capacidad de
la empresa. Otro aspecto de controversia externa e interna fue la última reestructuración organizacional a través
de la cual las tres filiales operadoras se integraron en
una organizada por segmentos funcionales. Algunas personas sostenían que de haberse mantenido la estructura
anterior se hubiera podido evitar el asalto político al que
será sometida la empresa a partir de 1999.
Podríamos dividir este periodo en cuatro etapas claramente definidas: La reconstrucción operativa, la internacionalización, la apertura y el cambio de rumbo institucional.
1) La reconstrucción operativa. La gran empresa
nacional comienza con buen pie, realiza importantes des-
Desarrollo energético en Venezuela
423
cubrimientos como los campos de La Victoria y Guafita,
las inmensas acumulaciones del Norte de Monagas, las
acumulaciones Costa Afuera y la delimitación de la inmensa Faja del Orinoco, todo esto, aprovechando el
agresivo programa exploratorio realizado previamente
por la CVP. Por otra parte se dará continuidad al programa de modernización del parque refinador ya iniciado
en la refinería de El Palito, con el cambio de patrón de
refinación de Amuay, Cardón y Puerto la Cruz y la fundación del Instituto de Investigaciones Petroleras el cual
generará la Orimulsión y el proceso de conversión por
adición de hidrogeno HDH patentes venezolanas de importancia internacional y el Instituto de Adiestramiento
Petrolero INAPET que derivará en la Universidad Corporativa, el CIED. Una etapa preñada de logros que tendrán repercusión positiva en los resultados de PDVSA, lo
cual provocará el reconocimiento del país a su primera
industria.
2) La Internacionalización. La integración corriente abajo en importantes mercados de gran consumo
en el mundo industrializado fue visualizada como generadora de rendimientos importantes, además de proporcionar al petróleo venezolano mercados crecientes y a la
industria flexibilidad operativa y comercial. La presencia
como inversionista en los mercados genera confianza,
garantiza la colocación de importantes volúmenes de difícil colocación en momentos en que el parque refinador
está copado. Al asegurar mercados foráneos, el país se
ha dado una opción importante en el caso de una eventual contracción de la demanda mundial de petróleo. A
pesar de que las condiciones del mercado así lo aconsejaban y de estar cumpliendo la estrategia de la OPEP de
recuperación de los mercados hubo un enfrentamiento
importante de las fuerzas políticas. La sensatez se impuso y PDVSA alcanzó una capacidad de refinación de 3,5
MM BPD la más grande de empresa alguna en el mundo, razón por la cual fue calificada como una de las
empresas más importantes a nivel internacional.
424
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
3) La Apertura. Adoptar como principio que el Estado tiene que asumir la totalidad del negocio petrolero
condenaría a la industria a un papel marginal y reducido
en el escenario mundial. Abrirlo a todas las posibilidades
que hoy se ofrecen de asociación y colaboración, es ponerse al día y obtener todas las ventajas posibles del negocio más grande que Venezuela haya tenido jamás.
Este fue el principio que inspiro la Apertura. Esta se ejecutó mediante un proceso transparente, con el dialogo
político necesario y dentro del ámbito del artículo V de
la Ley de Nacionalización en tres sectores: La operación
de campos maduros, la exploración a riesgo y producción por ganancias compartidas y las asociaciones estratégicas de la Faja. El primero fue una aspiración venezolana de muchos años; su ejecución alcanzó una producción de alrededor de 500 MBPD, el segundo, logró
descubrimientos en 30% de los prospectos, cifra que sobrepasa la experiencia mundial y el tercero puso el petróleo de la Faja en el mercado internacional en una
cantidad nada despreciable de 600.000 BPD. Todo esto
se logra en un momento en que el mercado se encuentra deprimido y los precios han llegado a su nivel más
bajo en mucho tiempo. El proceso de Apertura fue calificado como impecable a nivel mundial.
4) Cambio de rumbo institucional. Es una etapa
controversial, caracterizada por fuertes antagonismos en
su evaluación, para unos supone un proceso de deterioro
institucional profundo y para otros la concepción de una
industria insertada en la responsabilidad de apalancar el
desarrollo nacional, mas allá de la contribución financiera. Esta etapa se iniciará en los primeros años del siglo
XXI cuando el ejecutivo nacional designó a miembros
del directorio de PDVSA sin atención al principio de
meritocracia practicado por muchos años por la empresa, lo que origina un conflicto que terminará con el despido de más de 20000 trabajadores. La empresa perderá
sus cuadros gerenciales y técnicos e iniciará su proceso
de destrucción institucional, para unos y de reforma
Desarrollo energético en Venezuela
425
institucional para otros. La modalidad elegida alejada de
prácticas como outsourcing, contratación de servicios,
empresas mixtas y similares y la disposición a asumir
competencias sociales, no petroleras, generará un incremento de la burocracia y consecuentemente la nómina
de trabajadores crecerá desordenadamente. La gestión financiera insertada dentro del esquema presupuestario
nacional dará lugar a elevadas cifras de endeudamiento.
La multiplicidad de nuevas funciones y nuevas formas
de asociación atentará contra el sistema gerencial tradicional y se perderá el control administrativo, operativo y
gerencial. En materia estrictamente petrolera la producción se estancará e incluso se reducirá de cotas logradas
en periodos previos, las refinerías registrarán disminuciones de procesamiento, se liquidarán propiedades en el exterior, se introducirá la práctica de ventas a futuro, se
otorgarán licencias a empresas de naciones de bajo nivel en
tecnología petrolera, se certificarán las reservas de la Faja,
con criterios sobre los que numerosos técnicos actualmente
fuera de la industria han mostrado reservas.. Cuando esto
está ocurriendo, los precios en el mercado mundial se mantendrán muy elevados, lo cual permitirá que a PDVSA se le
impongan actividades ajenas a su misión.
El cuadro descrito ha dado lugar expertos petroleros
no activos en la industria visualicen escenarios desalentadores sobre el futuro de la industria.
El siglo del petróleo y una mirada al futuro
Para Venezuela la aparición del petróleo ha sido una
bendición, pero el uso de los recursos producidos por el
petróleo ha sido una maldición. Se ha registrado una
producción acumulada de más de 60000 MMBls, se han
despilfarrado los inmensos recursos económicos producidos y en el último presupuesto de la nación (año 2013)
se dedica 90% al gasto corriente y 10 % a la inversión.
Los esfuerzos realizados para desarrollar otras industrias,
que permitan al país no ser tan dependiente del petróleo
426
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
no han dado los resultados esperados. Ésta aún es una
tarea pendiente.
El futuro del petróleo tal como lo hemos conocido
está en declinación. Los países desarrollados se orientan
a cambiar sus matrices energéticas. Cada día las legislaciones ambientales responden más y más a la necesidad
de disminuir la utilización de los recursos fósiles para
atenuar el calentamiento global. Venezuela tiene su futuro energético basado en los crudos de la Faja, los cuales
necesitan tratamientos profundos, costosos y soportados
por tecnologías de avanzada para lograr productos de la
calidad exigida por el mercado. Las operadoras petroleras
internacionales han venido dedicando grandes esfuerzos
a la producción de gas por ser este más amigable con el
ambiente. PDVSA en la última etapa (1998-2012) cambió
la estrategia de desarrollo que consideraba las áreas tradicionales y consecuentemente al gas. El Plan Siembra
Petrolera es cuestionado por expertos petroleros actualmente no activos en la industria, pero la empresa no se
ha avenido a discutirlo en un debate abierto que considere tales argumentaciones. Los altos precios del mercado
por un periodo largo han incentivado el desarrollo de
nuevas fuentes alternas de energía en el mundo, de manera que el futuro será sin lugar a dudas de las fuentes
alternas. El sector transporte será el último en ser afectado y el gran cambio se producirá cuando pueda utilizarse hidrogeno a precios razonables. Para finalizar, lo
único que tiene vigencia en el mundo actual es el CAMBIO. Venezuela debe prepararse para enfrentar la etapa
post petrolera.
Desarrollo energético en Venezuela
427
6.2. La Industria Eléctrica Venezolana:
Historia y Legislación
Ing. José Manuel Aller Castro
1. Evolución histórica
La Industria Eléctrica Venezolana se desarrolla desde
muy temprano y a la par de muchos otros países. Existen varias etapas que es conveniente señalar para comprender su evolución y las razones que han conducido a
la actual situación de crisis que atraviesa el sector eléctrico venezolano.
Existen varios documentos que ilustran con gran precisión los pasos que ha seguido la Industria Eléctrica
Nacional pero dos de las reseñas históricas más valiosas
son por una parte la presentada por Jaime A. Vázquez
en 2001 “Un vistazo al Sistema Eléctrico Venezolano”1 y
la otra corresponde al libro de Henri Croing “Historia de
la regulación eléctrica en Venezuela”2. En estas referencias se describen los hitos fundamentales del desarrollo
eléctrico venezolano desde 1800 hasta 1989.
En este trabajo se plantea la división en seis etapas
más o menos diferenciadas de la Industria Eléctrica en
Venezuela y se extiende la revisión hasta nuestros días.
Las etapas en que se puede dividir este proceso son:
Precursores: Un grupo de científicos, intelectuales y
emprendedores que se mantenían al tanto de los desarrollos a nivel mundial, realizaban experimentos con la
electricidad y trataban de mostrar sus ventajas a la población. Destacan en esta etapa Carlos del Pozo3 quien
ya en 1800 experimentaba con la electricidad e inventaba algunos aparatos, el Ing. español Manuel de Montú-
428
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
far quien introduce el telégrafo Morse en 1856 y el científico Vicente Marcano que ilumina en 1873 la Plaza Bolívar de Caracas, entre otros. En 1885, el gobierno
reconociendo la importancia de la tecnología eléctrica,
adquiere los equipos que habían sido utilizados para iluminar lugares públicos de Caracas para que en la Universidad se puedan estudiar estos fenómenos en la cátedra
de Física.
Primeras iniciativas: La primera empresa asociada
a la tecnología eléctrica es la telegrafía. En el año 1875
se nacionaliza este servicio y se extiende tan rápidamente por todo el territorio venezolano que ya en 1882 se
realiza la interconexión con los telégrafos de Colombia.
Carlos Palacios instala una planta eléctrica que ilumina
mediante lámparas de arco el teatro Municipal de Caracas y los alrededores del Capitolio durante el primer Centenario del Natalicio del Libertador. Guzmán Blanco en
1883 contrata con una empresa de New Jersey la construcción de la primera red urbana de teléfonos para la
ciudad de Caracas y en 1888 se inaugura el primer cable
telefónico submarino que interconecta a Venezuela con
Europa y los Estados Unidos.
Primeras empresas: El presidente provisional General Hermógenes López en 1888 dota de alumbrado público a la ciudad de Valencia. También ese año Jaime
Felipe Carrillo entra en contacto con Thomas Alva
Edison y se propone dotar a la ciudad de Maracaibo con
el servicio de iluminación mediante lámparas de arco.
En 1889 nace “The Maracaibo Electric Light” que posteriormente cambiaría su nombre a “Energía Eléctrica de
Venezuela” (ENELVEN)4, la primera industria eléctrica
formal instalada en territorio venezolano. Esta empresa
adopta las luminarias incandescentes y comienza a prestar servicio a edificios públicos y casas particulares. En
este mismo año el empresario norteamericano Michael
Dooley inaugura un servicio de alumbrado eléctrico en la
ciudad de Valencia utilizando calderas de vapor generado
por carbón y leña. En 1893 el empresario Emilio Mauri
Desarrollo energético en Venezuela
429
hace lo propio en la ciudad de Caracas. En 1895 el Ing.
Carlos Alberto Lares ilumina la ciudad de Mérida. El
Ing. Ricardo Zuloaga Tovar después de haber presenciado los desarrollos realizados en Valencia y Maracaibo se
decide a emprender la construcción de la primera empresa hidroeléctrica de Venezuela utilizando las caídas del
Guaire, funda ELECAR (Electricidad de Caracas)5 y establece el servicio de energía eléctrica para la ciudad de
Caracas. Con el desarrollo de las plantas de El Encantado y Los Naranjos es posible reemplazar los tranvías tirados por caballos por tracción eléctrica. En 1912 se crea
C.A. de Luz Eléctrica de Venezuela CALEV6 que sustituye a la compañía de Gas y Electricidad creada en 1881.
En 1921 Maracay estrena la telegrafía sin hilos que se
extiende rápidamente por todo el territorio. Para 1926
existen plantas de generación en las principales poblaciones del país que utilizan como combustible gas, diesel,
carbón o hidroelectricidad.
Normalización: Durante todo este proceso la iniciativa privada y la creciente industria del petróleo produjo
un crecimiento sin control de la incipiente Industria
Eléctrica Venezolana, diversos niveles de tensión y frecuencias impedían la interconexión de las redes para mejorar su utilización. Existían pocas empresas constituidas
formalmente y casi todo el servicio eléctrico estaba en
manos de pequeñas empresas familiares con muy poca
tecnología que suministraban solo por algunas horas.
Unas pocas empresas en Caracas, Maracaibo o Barquisimeto mantenían su servicio las 24 horas del día. Todo
este panorama hacía necesario la regulación gubernamental para dirigir los esfuerzos y las inversiones. Es así
como en 1947 se crea la Corporación Venezolana de Fomento CVF7 quien contrata con la empresa de consultoría Burns & Roe la determinación de la demanda
eléctrica y el establecimiento de pautas para el desarrollo
de un sistema interconectado. Para este momento Venezuela ya producía 174 MW de los cuales 95 MW eran
consumidos por las trasnacionales petroleras, 40 MW la
430
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ciudad de Caracas y el resto del país 37 MW. En 1949 la
recién creada CVF se adscribe al Ministerio de Fomento
con la intención de que el gobierno asuma el desarrollo
del sistema eléctrico nacional. Las primeras medidas de
la CVF es otorgar créditos a pequeñas empresas regionales, las cuales se ven pronto imposibilitadas para pagarlos y de esta forma pasa a ser la principal accionista.
CVF desarrolla con la ayuda de Burns & Roe centrales
eléctricas y líneas de transmisión que permiten interconectar la región central del país. Es así como para 1958
se crea la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico CADAFE con la finalidad de agrupar y
consolidar 15 empresas eléctricas propiedad del Estado,
que estaban repartidas por todo el territorio nacional. Su
misión consistía en fomentar por todo el país el uso de
la energía eléctrica. En 1959 Rómulo Betancourt impulsó
la electrificación del país desarrollando plantas eléctricas
por todo el territorio (Puerto Cabello, Guanta, Zulia, La
Fría, Punto Fijo, Guayana, etc.). Se realiza un esfuerzo
muy importante de planificación con la colaboración de
la Electricidad de Francia en 1960 con un proyecto de
generación, transmisión y distribución de energía eléctrica para ejecutarse en los siguientes 25 años8. En este
plan se establece los lineamientos de lo que sería el sistema eléctrico venezolano hasta finales del siglo XX.
Interconexión: En 1959 se produce la interconexión
entre las plantas de La Cabrera y La Mariposa con un
enlace en 115 kV y la CVF desarrolla la central hidroeléctrica Macagua I con 370 MW. En 1960 se crea la
Corporación Venezolana de Guayana CVG9 para desarrollar los recursos hidroeléctricos del Río Caroní y utilizar esta energía en el desarrollo de la industria minera
de la zona. Del plan nacional de electrificación se desprende la necesidad de realizar el cambio de frecuencia
en todo el país a 60 Hz y se crea una empresa para
realizarlo en Caracas CAFRECA10. Se interconecta Macagua I con Santa Teresa mediante una primera línea en
230 kV. Se comienza la construcción de Guri, Tacoa y la
Desarrollo energético en Venezuela
431
Arriaga por parte de ENELVEN. En 1968 se firma el
convenio de interconexión entre CADAFE y ELECAR con
lo cual se da nacimiento a la Oficina de Planificación del
Sistema Interconectado OPSIS 11. Al mismo tiempo se
culmina la primera fase de GURI que alcanzaría finalmente 10.000 MW. En 1986 se realiza refuerza la interconexión CADAFE-EDELCA quedando de esta forma
consolidado un robusto sistema eléctrico interconectado.
En 1989 se firma un primer contrato de interconexión
con Colombia12. Entre los años 80 y finales del siglo XX
se planifican y desarrollan expansiones del sistema eléctrico y se estudian alternativas de transmisión en corriente continua y 765 kV. Se siguen desarrollando plantas hidroeléctricas y florece el sistema eléctrico alcanzando a cubrir la demanda del 98% del territorio nacional.
Crisis: En los 90 el país se encuentra dotado de un
sistema eléctrico confiable, interconectado, con más de
un 60% de generación hidroeléctrica, personal bien entrenado. La capacidad disponible excede a la demanda en
más de un 30%, los mantenimientos se realizan al día y
los patrones de calidad del servicio eléctrico en Venezuela
son similares a los de países del primer mundo y muy
por encima de los estándares latino americanos.
El final del siglo XX representa para Venezuela una
fuerte crisis política y económica multifactorial, agravada
por el descenso de los precios del petróleo y el desgaste
del modelo político existente. En este escenario aparecen
nuevos actores políticos con políticas de subsidio directo
a la población de escasos recursos y cuestionando la realización de inversiones productivas y necesarias para el
desarrollo del país. Se establecen nuevas hipótesis económicas y se cuestionan los cimientos de los planes desarrollistas que encontraban amplia acogida en la sociedad.
Se plantea la inconveniencia del desarrollo hidroeléctrico
por los impactos medio ambientales e incluso se discuten
las desventajas inherentes del sistema eléctrico inter-conectado. Todo este cambio profundo viene de la mano de
432
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
nuevos asesores (cubanos, iraníes y chinos, principalmente). Todo este movimiento se traduce en retrasos de
varios años en las inversiones eléctricas requeridas para
el desarrollo industrial y el crecimiento de la población.
Al mismo tiempo los profesionales preparados por décadas para la planificación, operación y mantenimiento del
sistema interconectado son paulatinamente desplazados
por gerentes con visiones políticas cercanas al régimen y
con escasa formación. Desaparecen muchas industrias
asociadas a la producción de equipos para el sector eléctrico. Paulatinamente comienzan a sentirse los efectos de
la nueva situación política en la calidad del servicio eléctrico. Inicialmente el gobierno desplaza capitales nacionales por empresas trasnacionales cuyos intereses con
sus inversores coliden con las necesidades de desarrollo
eléctrico del país y con las nuevas regulaciones que van
apareciendo (controles de cambio, dificultad para repatriar capitales, congelamiento de tarifas).
Es así como las 16 empresas que operaban en el país
son nacionalizadas y unificadas en una sola corporación
en el año 2007. Esta nueva empresa se denomina
CORPOELEC13. Se convierte en un organismo centralizado, burocrático, ineficiente y sin capacidad de respuesta. Poco después y con la incipiente crisis eléctrica en
pleno desarrollo se crea el Ministerio del Poder Popular
para la Energía Eléctrica MPPEE14 con la idea de intentar resolver políticamente los graves problemas eléctricos
que se presentan en un sistema con inversiones inadecuadas, gerentes poco capacitados, mantenimiento deficiente, escasa planificación, centralización total, corrupción creciente y muy intensa politización. Este nuevo ministerio, sin capacidad financiera pronto muestra su incapacidad de acción y se comienza a utilizar a PDVSA como
músculo ejecutor y financiero de un buen número de proyectos. Simultáneamente, la demanda excede la capacidad
disponible del sistema, aparece el fantasma del racionamiento eléctrico en casi toda Venezuela, los tiempos de reposición del servicio y el número de fallas crece dramáticamente.
Desarrollo energético en Venezuela
433
Luchas internas dentro del propio gobierno agravan la
situación y dificultan la búsqueda de soluciones. Para
evitar la reacción de la población se impide y censura el
acceso a la información sobre el sistema eléctrico. A la
par y desde los centros de poder se justifica los errores y
deficiencias con supuestos sabotajes, problemas ambientales, fenómenos naturales o demandas exageradas por
parte de la población mientras se observa la reducción
apreciable de los principales indicadores de la calidad de
servicio eléctrico de los venezolanos.
En el Cuadro 1 se han reproducido los datos principales de la evolución del sector eléctrico desde 1947 hasta
nuestros días. Los datos se han obtenido de dos fuentes:
La revista Energía e Industria en su edición de EneroMarzo 1.98915 y cifras obtenidas de la información estadística proporcionada por la CEPAL16.
Antes del decreto que crea CORPOELC en 2007, el
mapa de empresas eléctricas públicas y privadas que cubrían las demandas en el país era el siguiente19:
o CVG Electrificación del Caroní Compañía
Anónima (EDELCA): Propiedad del Estado, constituida en 1963 adscrita a la CVG. Genera, trasmite, distribuye y comercializa energía eléctrica. Se
encargaba del sistema troncal de trasmisión, producir energía del río Caroní (14.280 MW) y 40 MW
de generación térmica. Sus clientes.
o Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE): También propiedad
del Estado con cobertura nacional. Fue creada en
1958 con el objetivo de electrificar todo el país. Estaba formada por un holding de empresas a quienes supervisaba y empresas privadas de distribución
(ELEBOL, CALIFE, ELEVAL y CALEY). Su capacidad instalada era de 3010 MW en máquinas
térmicas y 620 MW en hidroeléctricas. Manejaba
una demanda aproximada de unos 5000 MW. Sus
empresas filiales eran Planta Centro con una capa-
939
5.9
Producción
GWh
300
4.7
17
64
Habitantes
MM
W/hab.
kWh/
(hab-año)
308
88
6.5
2005
570
1957
* Cifras estadísticas de la CEPAL
159
67
395
78,7
Capacidad
Instalada
MW
1954
1947
Año
802
211
8.8
7060
1860
1967
1681
408
12.1
20264
4918
1977
2469
486
14.2
35055
6787
1981
2748
963
18.3
50206
17625
1987
3137
937
23.0
72079
21551
1997*
Cuadro 1. Indicadores de la evolución eléctrica de Venezuela entre 1947 y 201117,
25705
2011*
3776
820
27.5
3753
863
29.8
103860 111860
22540
2007*
18
434
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Desarrollo energético en Venezuela
435
cidad nominal de 2000 MW, Compañía Anónima
Desarrollo del Uribante Caparo (DESURCA), Desarrollo I Uribante-Doradas, Desarrollo II DoradasCamburito y Desarrollo III Camburito-Caparo.
Además tenía cinco empresas filiales que prestaban
servicio en todo el territorio nacional: ELEORIENTE
que servía a los estados Anzoátegui, Sucre y Bolívar, ELEOCCIDENTE que daba servicio a Portuguesa, Cojedes, Falcón y parcialmente a Carabobo y
Yaracuy, ELECENTRO que cubría los estados
Aragua, Guárico, Apure, Amazonas y parte del estado Miranda, CADELA que ofrecía sus servicios
en Trujillo, Mérida, Táchira y Barinas, SEMDA fue
creada en 1998 con la intención de ser privatizada
surtiendo a los estados Monagas y Delta Amacuro.
o Compañía Anónima Energía Eléctrica de Ve
nezuela (ENELVEN): Empresa que ofrecía sus
servicios en Maracaibo que pertenecía a una empresa canadiense que fue estatizada en 1976. Tenía
dos filiales ENELGEN y ENELDIS, que se encargaba la primera de generar y la segunda en distribuir la energía eléctrica. Su capacidad rondaba los
1500 MW y su demanda era de unos 1900 MW.
ENELDIS por otra parte tenía dos filiales que sur
tían la ciudad de Maracaibo (ENELVEN) y la
Costa Oriental del Lago (ENELCO).
o Compañía Anónima Energía Eléctrica del
Barquisimeto (ENELBAR): Propiedad del Estado
y también nacionalizada en 1976, pertenecía a la
misma empresa canadiense propietaria de ENELVEN.
Esta empresa atendía el Estado Lara, poseía una capacidad de 151 MW y una demanda de casi 500 MW.
o Compañía Anónima La Electricidad de Cara
cas (EDC): Empresa privada que pasó de capitales
nacionales a ser propiedad en un 80% de la empresa norteamericana AES Corporation. Posteriormente
fue nacionalizada. Se encargaba del Este de la zona
436
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Metropolitana de Caracas. Tenía dos empresas filiales: C.A. Luz Eléctrica de Venezuela (CALEV) encargada de abastecer el Oeste de la ciudad y C.A.
Electricidad de Guarenas y Guatire (ELEGGUA),
ubicada en el Estado Miranda y encargada de abastecer las zonas de Guarenas y Guatire.
o C.A. Luz Eléctrica de Yaracuy (CALEY): ubicada en el Estado Yaracuy, servía a San Felipe
ejerciendo las actividades de distribución y comercialización.
o Compañía Anónima La Electricidad de Valen
cia (ELEVAL): Empresa privada creada en 1908
atendía la parte norte de Valencia con actividades
de generación, distribución y comercialización.
o Compañía Anónima Luz y Fuerza Eléctrica
de Puerto Cabello (CALIFE): Empresa privada
que atendía la zona de Puerto Cabello en actividades de distribución y comercialización.
o Compañía Anónima La Electricidad de Ciudad Bolívar (ELEBOL): Empresa privada encargada de atender a Ciudad Bolívar, fue creada en
1910 y atendía la distribución y comercialización.
o Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta
(SENECA): Tenía un contrato de concesión para
la atención de las islas de Margarita y Coche. Esta
ba interconectada con EDELCA a través de un cable submarino pertenecía a CADAFE-ELEORIENTE
y fue privatizada en 1998.
Además existían otras empresas de generación:
o Petroleos de Venezuela: Empresa del estado que
dentro de sus instalaciones generaba unos 450 MW.
o Turboven: empresa de propiedad privada subsidia
ria de Public Service Enterprise Group y atiende
aun hoy día clientes industriales en Valencia, Maracay y Cagua. Curiosamente es la única empresa
Desarrollo energético en Venezuela
437
privada que aún continúa su operación aun cuando
hay un decreto de nacionalización.
o GENEVAPCA: empresa de cogeneración que vendía vapor a las instalaciones de PDVSA en Paraguaná
y servía en parte a la ciudad de Punto Fijo.
Finalmente, se contaba con dos instituciones adicionales: La Fundación para el Desarrollo del Servicio
Eléctrico (FUNDELEC) constituida en forma temporal
para proporcionar soporte técnico profesional al Ejecutivo
Nacional en la racionalización del sector eléctrico y en
las tareas de reguladoras del Estado y la Oficina de
Operaciones de Sistemas Interconectados (OPSIS)
creada en 1988 en base al contrato de interconexión20 y
con la encomienda de realizar un despacho económico
de generación.
En la Figurra 1 se muestra el balance de potencia
generada y demanda para las diferentes empresas que
operaban en diciembre de 2003. En la Figura 2 se muestra el comportamiento de la evolución eléctrica antes de
la crisis (1969-1998) y en la Figura 3 se representa lo
que ha ocurrido después de los cambios políticos acaecidos en Venezuela a partir de 1998.
2. Legislación
El trabajo doctoral de Julio Montenegro 24 titulado
“Propuesta Técnico-Conceptual para un Marco Regulatorio del Sector Eléctrico en Venezuela” hace una revisión extensa de la legislación eléctrica en Venezuela. La
legislación venezolana con respecto al tema eléctrico comienza en 1928 durante el gobierno de Juan Vicente
Gómez con la Ley de Servidumbre de Conductores Eléctricos25 que no aparece en la Gaceta Oficial hasta 1937.
Sin embargo, todo el sistema eléctrico venezolano fue
desarrollándose sin un marco regulador específico que
permitió a cada emprendedor realizar inversiones y prestar servicios sin controles gubernamentales. Esto como
se discutió en la revisión histórica tuvo como resultado
-5.118
EDELCA
3.613
EDELCA
8.731
EDC
1.621
141
EDC
1.762
476
ENELCO
507
34,3
ENELBAR
447
424
ENELVEN
597
ENELBAR
104
GENERACIÓN
ENELCO
31
43
SENECA
186
378
SEMDA
378
ELEVAL
133
SENECA
143
SEMDA
0
Minera Loma Niquel e
hidrológicas 424
Santa Elena
Boa Vista
-68
TURBOVEN
99
80
ELEVAL
213
Sistema Interconectado Nacional
12.813
579
ENELVEN
1.176
Figura.1 Funcionamiento del sistema interconectado antes de crear CORPOELEC21
CADAFE
1.358
Cuatricentenario
Cuestecitas
INTERCAMBIO
0
El Corozo San
Mateo
0
GENEVAPCA
64
3.010
CADAFE
4.531
Día de máxima demanda de potencia (MW) 11/12/2003
438
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
GURI CM I
I
1576
75
77
79
3015
81
%
83
85
87
7089
CAPACIDAD
9,4%
15
25
7515
3,9%
1,1%
91
LA VUELTOSA
CARUACHI
10854
19696
95
97
EL SITIO, ARRECIFES
93
INSTALADA
89
OAM 9, 10
MACAGUA II, III, SAN AGATÓN
17610
III
Figura 2. Demanda máxima, capacidad instalada y generación disponible 1969-199822. Modificada de
Ing. Miguel Lara. Fuente: OPSIS.
DEMANDA MÁXIMA
73
11,6%
11,9%
GURI CM II
II
PLANTA CENTRO, TACOA,
RAMÓN LAGUNA
4330
LA CABRERA, MARIPOSA
YARITAGUA, OAM
1125
0
69
71
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
Modelo de expansión planificada
Desarrollo energético en Venezuela
439
Generación
disponible
10854
Reserva
Demanda
operativa
máxima
Bombillos
ahorradores
Déficit
16297
17157
25705
16231
16755
Figura 3. Demanda máxima, capacidad instalada y generación disponible 1998-201123
6000
8000
10000
12000
14000
16495
14787
16000
Capacidad
Instalada
23708
24801
17337
19696
Incorpora ción
Caruachi
18000
20000
22000
24000
26000
440
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Desarrollo energético en Venezuela
441
una gran dispersión que impedía la consolidación de un
sistema eléctrico interconectado. Los primeros intentos
en este sentido son los estudios de Burns & Roe26 por
una parte y por otra los realizados por La Electricidad de
Francia en los 6027. Sin embargo, no es hasta 1989 que
aparece una legislación para definir tarifas eléctricas28.
En 1992 aparecen los decretos Nos. 2.38329 y 2.38430
para establecer directrices gubernamentales con respecto
a la administración, planificación y supervisión del sector
eléctrico. Estos decretos crean la Comisión Reguladora
de Energía Eléctrica CREE y la Fundación para el Desarrollo del Servicio Eléctrico FUNDELEC. En 1996 se establece por primera vez un marco normativo 31 para
regular las inversiones y operación del SEN por parte de
empresas públicas y privadas. En el año 1999 aparece en
Gaceta Oficial la Ley del Servicio Eléctrico32 y en febrero del 2000 se publica su Reglamento General33. Desde
la aprobación de la Ley de Servicio Eléctrico se desarrolla legislación para cálculo de tarifas34,35.
En 2001 se aprueba la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico36. La ley eléctrica y su reglamento nacen de un
amplio consenso nacional, pero pocos años después será
cambiada unilateralmente por el Ejecutivo. En 2003 se
publica el Reglamento de Servicio y Normas de Calidad
del Servicio de Distribución37 y en 2004 las Normas de
Calidad del Servicio de Distribución38.
El gobierno decide unificar la generación del sector
eléctrico creando en 2006 la Empresa Nacional de Generación39, y mediante la creación del Centro Nacional de
Gestión del Sistema Eléctrico40. En 2007 se decreta la
Reorganización del Sector Eléctrico y Creación de la
Corporación Eléctrica Nacional41 la cual termina por nacionalizar todo el sistema eléctrico y centralizarlo en una
sola empresa. En el mismo año 2007 se decreta la Reorganización territorial de la Corporación Eléctrica Nacional 42. En medio de esta reorganización de todas las
empresas en una sola y con los problemas ya evidentes
442
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
en el SEN el gobierno decide la Creación del Ministerio del
Poder Popular para la Energía Eléctrica43. Aparecen varios
decretos de emergencia con la intención de resolver o
amortiguar la crisis eléctrica (Gacetas Oficiales 39.29844,
39.33245, 39.36346, 39.36447, 39.36648, 39.37149, 39.39950,
39.44051, 39.69452). Aparecen otros decretos en este tiempo
para regular las funciones y alcances del MPPEE (Gacetas
Oficiales 39.37253, 39.37454, 39.41455, 39.42156).
En diciembre de 2010 y utilizando una ley habilitante
obtenida para resolver problemas de afectados por inundaciones se promulga una nueva Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico57, mediante un aval dado sorpresivamente por el TSJ. En esta aprobación se desconoció
las atribuciones de la Asamblea Nacional y se utilizó una
ley habilitante obtenida en la legislatura anterior para
producir una Ley Orgánica.
Tratando de mantener la mayor objetividad posible es
necesario contrastar la evolución del Sistema Eléctrico
Nacional entre finales del Siglo XIX y 1998 con un mínimo de regulaciones gubernamentales con los últimos
15 años con frecuentes cambios de rumbo, decretos, leyes, reglamentos, reorganizaciones y emergencias eléctricas. En la primera parte es claro que la ausencia de
regulaciones y controles se tradujo en una desorganización y falta de normalización que impedía el desarrollo
del sistema eléctrico nacional. La necesidad de normalización y reglas claras es una necesidad en un sistema
eléctrico interconectado. La abundancia de decretos y leyes no es la garantía de un sistema eléctrico confiable,
eficaz y con calidad de servicio. Muchos de los indicadores nos recuerdan la primera mitad del siglo XX y
es necesario que con un gran acuerdo nacional se definan las normas básicas de amplio consenso que lleven a
la solución de la crisis eléctrica en que se encuentra sumida Venezuela. En este sentido se hace necesario producir, discutir y aprobar un marco regulatorio capaz de
permitir el desarrollo del SEN de acuerdo con las necesidades y planes de la Nación y de todos sus habitantes.
Desarrollo energético en Venezuela
443
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Corporación Eléctrica Nacional. 08/10/2007
Desarrollo energético en Venezuela
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(NOTAS)
1
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sappiens.com/sappiens/comunidades/elecarti.nsf/Un% 20vistazo %20a%20la%20historia%20del% 20sistema %20el%C3%
A9ctrico%20venezolano/9F0C0ECE2475C08F41256AAE00
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2
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Pozo, Carlos)” (en español). Diccionario de Historia de Venezuela, 2ª Edición, Caracas. Fundación Polar. Consultado el 8
de septiembre de 2008. “Enlace del Instituto venezolano de
investigaciones científicas, con licencia Copyleft.”
3
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4
5
Lucca, Rafael Arráiz. La Electricidad de Caracas: el desarrollo de una empresa de servicios, administrada por
cuatro generaciones de gerentes venezolanos (1895), y el
paso a otra de capital y gerencia globalizada (2000). Universidad Católica Andrés Bello, 2006.
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6
Coing, Henri. Historia de la regulación eléctrica en Venezuela. Colección Ciencias Sociales y Humanidades. Universidad de los Andes. 2007
7
CADAFE, “Plan Nacional de Electrificación: Informe técnico ” Corporación Venezolana de Fomento, Electricidad de
Francia, Mayo de 1960.
8
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Energía. 11/09/1959
9
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ctrico%20venezolano/9F0C0ECE2475C08F41256AAE00309
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10
Contrato de Interconexión
ENELVEN. 01/12/1988
11
CADAFE-EDELCA-EDC-
Muñoz R., Alfredo. Fundamentos para la construcción
de un mercado común de electricidad. CEPAL. Serie Recursos Naturales e Infraestructura. Santiago de Chile. 2004.
12
13
Gaceta Oficial 38.736. Reorganización del sector eléctrico y creación de la Corporación Eléctrica Nacional. 31/07/
2007.
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Popular para la Energía Eléctrica. 28/10/ 2009.
14
15
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CEPAL http://estadisticas.cepal.org/cepalstat/WEB_
CEPALSTAT/estadisticasIndicadores.asp?idioma=e.
16
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17
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Revista Energía e Industria, Enero-Marzo 1.989.
18
CEPALhttp://estadisticas.cepal.org/cepalstat/WEB_
CEPALSTAT/estadisticasIndicadores.asp?idioma=e consultado 23/07/2013.
CAF, Venezuela: Análisis del Sector Eléctrico. Corporación Andina de Fomento, 2004.
19
Contrato de Interconexión, CADAFE - EDELCA - EDC –
ENELVEN, 1° de diciembre de 1988.
20
21
OPSIS, Boletín Informativo Diciembre 2003.
22
Fuente: Informes OPSIS.
23
Fuentes: OPSIS, CORPOELEC.
Montenegro, Julio. Propuesta Técnico-Conceptual para
un Marco Regulatorio del Sector Eléctrico en Venezuela.
Universidad Central de Venezuela. Tesis Doctoral. Caracas
2012.
24
Ley de Servidumbre de Conductores Eléctricos. Gaceta
Oficial N° 1 9.382 de fecha 4 de octubre de 1937.
25
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26
CADAFE, Plan Nacional de Electrificación: Informe técnico Corporación Venezolana de Fomento, Electricidad de
Francia, Mayo de 1960.
27
Decreto No. 368, el 27 de julio de 1989, donde se establecían las Normas para la Determinación de las Tarifas del
Servicio Eléctrico.
28
Gaceta Oficial 35.010. Normas para el desarrollo del
Servicio Eléctrico. Creación de la Comisión Reguladora de
Energía Eléctrica. Creación de FUNDELEC. 21/07/1992.
29
Gaceta Oficial Extraordinaria 4.478. Definición de tarifas. Creación de factores FACE y FAVI. 19/10/1992.
30
31
Gaceta Oficial 36.085. Normas para la Regulación del
Sector Eléctrico. 13/11/1996.
Desarrollo energético en Venezuela
32
449
Gaceta Oficial 36.791. Ley de Servicio Eléctrico. 21/09/
1999.
33
Gaceta Oficial Extraordinaria 5.510. Reglamento General
del Servicio Eléctrico. 14/02/2000.
Gaceta Oficial Extraordinaria 5.512. Definición de Nuevas Tarifas. 29/12/2000.
34
Gaceta Oficial Extraordinaria 5.540. Modificación de los
parámetros de cálculo para las tarifas. 30/06/2001.
35
Gaceta Oficial Extraordinario 5.568 Ley Orgánica del
Servicio Eléctrico. 31/12/2001.
36
Gaceta Oficial 37825. Reglamento de Servicio y Normas
de Calidad del Servicio de Distribución. 25/11/2003.
37
Gaceta Oficial 38.006. Normas de Calidad del Servicio
de Distribución. 23/08/2004.
38
Gaceta Oficial 38.546. Creación de la Empresa Nacional
de Generación. 19/12/2006 .
39
40
Gaceta Oficial 38.546. Creación del Centro Nacional de
Gestión del Sistema Eléctrico. 01/12/2006.
Gaceta Oficial 38.736. Reorganización del sector eléctrico
y creación de la Corporación Eléctrica Nacional. 31/07/2007.
41
Gaceta Oficial 38.785. Reorganización territorial de la
Corporación Eléctrica Nacional. 08/10/2007.
42
Gaceta Oficial 39.294. Creación del Ministerio del Poder
Popular para la Energía Eléctrica./28/12/2009.
43
44
Gaceta Oficial 39.298. Creación de una Comisión Interministerial Estratégica para el Sector Eléctrico, exoneración
del IVA para compras del sector y planes de mejoramiento
en la eficiencia .03/11/2009.
Gaceta Oficial 39.332. Prohibiciones varias sobre el consumo eléctrico como medida de emergencia. 21/12/2009.
45
Gaceta Oficial 39.363. Declaración del estado de emergencia sobre la prestación del servicio eléctrico nacional.
08/02/2010.
46
Gaceta Oficial 39.364. Exigencia en planes de ahorro
relacionados con vallas publicitarias. 09/02/2010.
47
450
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Gaceta Oficial 39.366. Regulación en la reducción del
consumo eléctrico como medida de emergencia. 11/02/2010.
48
49
Gaceta Oficial 39.371. Creación del Fondo Eléctrico Nacional. 22/02/2010.
Gaceta Oficial 39.399. Primera prórroga de la declaratoria del estado de emergencia 08/04/2010.
50
Gaceta Oficial 39.440. Segunda prórroga de la declaratoria del estado de emergencia. 07/06/2010.
51
Gaceta Oficial 39.694. Conjunto de medidas tarifarias
para promocionar el uso eficiente de la energía eléctrica.
13/06/2011.
52
Gaceta Oficial 39.372. Designación al Despacho y asignación de funciones como parte de la estructura del MPPEE.
23/02/2010.
53
Gaceta Oficial 39.374. Aprobación de la estructura financiera del presupuesto de gastos del MPPEE. 24/02/2010.
54
Gaceta Oficial 39.414. Reforma del Decreto de creación
del MPP para la Energía Eléctrica. 30/04/2010.
55
56
Gaceta Oficial 39.421. Creación de la Comisión de Contratación del MPP para la Energía Eléctrica. 11/05/2010.
Gaceta Oficial 39.573. Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico. 14/12/2010.
57
Desarrollo energético en Venezuela
451
7. OPORTUNIDADES DE EXPORTACIÓN
7.1. Oportunidades en la Faja del Orinoco
Ing. Diego González
Con respecto a la certificación de las reservas de la
Faja, suponiendo que la cifra de Petróleo Original en
Sitio (POES) es cierta, y que se van a recuperar 255 mil
millones de barriles debidamente certificados, el factor de
recobro establecido por el gobierno para la FPO resulta
en 20% del petróleo que existe en la Faja.
Hemos insistido en que desde el punto de vista técnico
en el caso de la FPO es irrelevante certificar las reservas
de la FPO, aplicando factores de recobro que no son
consistentes con los tiempos de explotación, ni con la
infraestructura de mejoramiento que debe existir para
que esos crudos sean comercialmente explotables. Es decir que esos volúmenes de “reservas” que se declaran no
cumplen con las Normas del ministerio de Petróleo en
materia de reservas, ni con las Normas internacionales
establecidas por la Society of Petroleum Engineers
(SPE), ni con el World Petroleum Congress (WPC), entre otras organizaciones.
La certificación tendría sentido con fines publicitarios
(para atraer inversionistas) y financieros (para respaldar
deuda). En cualquier caso para la FPO no son las reservas lo que habría que validar sino el POES, porque el
petróleo a recuperar, en el caso de este gigantesco campo, en el tiempo económico, solo va a depender de las
452
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
inversiones en producción y mejoramiento que deseen
realizarse en los próximos 20, 30 o 40 años.
Los mejoradores de Jose suman unos 650.000 barriles
diarios de capacidad, una simple regla de tres nos indicaría que harían falta más de 100 mejoradores como los
construidos en Jose. Los expertos en ambiente pueden
decir sí existen en Venezuela las facilidades e infraestructura (tierras, aguas, ubicación para muelles profundos,
etc.) equivalentes a Jose, para construir tal número de
mejoradores. La otra opción, que sería mejorar la mayor
parte de la producción en el exterior, implicaría que tales
volúmenes deberían ser exportados en la forma de
¡orimulsión! Esto para no hablar de las inversiones que
se requerirían por parte de PDVSA y las empresas mixtas
para materializar esos volúmenes.
Otra cifra de interés a considerar es la producción de
coque y azufre de los crudos de la FPO. PDVSA en sus
informes menciona que las Asociaciones de la FPO producen unas 14.000 toneladas diarias de coque para una
producción de crudo de 429.200 barriles diarios. Utilizando esas cifras como referencia, una producción de
17,5 Mb/d de petróleo arrojaría más de medio millón de
toneladas diarias de coque; así que nuestros comercializadores tendrán un reto para colocar ese coque, así
como el azufre en los mercados internacionales.
Aceptando la premisa de que la única opción que tiene Venezuela para mantener y elevar sustancialmente la
producción en los años por venir (en el largo plazo) es el
Campo Faja Petrolífera del Orinoco, el país debe plantearse las siguientes cuestiones y hacer las evaluaciones
técnico–económicas necesarias para acometer los proyectos que se requerirán:
1. Recursos humanos con el know how necesario
para trabajar fast track en todas las actividades y a la
vez servir para el adiestramiento continuo de los miles
de trabajadores que se requerirán (operadores, técnicos e
ingenieros);
Desarrollo energético en Venezuela
453
2. Infraestructura para el apoyo logístico. Estamos
hablando de producir varios millones de barriles diarios
de petróleo;
3. Infraestructura de producción en el campo para
producir varios millones de barriles diarios de petróleo
extra pesado (plantas de vapor, el gas para la generación
de vapor y la electricidad para las miles de bombas electro sumergibles, líneas calientes, patios de almacenamiento en el campo -tank farms-, sistema de diluente para el
transporte a las plantas de mejoramiento - evaluar el mejoramiento in situ, etc.);
4. Infraestructura para las plantas de mejoramiento
(in situ o a distancia);
5. Producción de millones diarios de barriles de agua
salobre (nunca potable), que deberán ser re inyectados;
6. Producción de toneladas diarias de coque, a las que
debe buscársele mercado, y mientras tanto apropiados
lugares de almacenamiento;
7. Producción de toneladas diarias de azufre a los
cuales debe buscársele mercado, y mientras tanto lugares
seguros de almacenamiento para evitar la formación de
ácido sulfhídrico (H2S ), compuesto altamente tóxico y
eventuales lluvias ácidas (referencia).
Lo que está en discusión son asuntos de sumo interés,
para la empresas, países y para Venezuela. Entre otros
los aspectos financieros, tecnológicos (patentes de cada
planta de mejoramiento y diferentes operaciones de producción, la comercialización de esos crudos (contratos
con refinerías. Por Ley PDVSA sería la comercializadora)
y lo laboral. Adicionalmente, se sabe que PDVSA no tiene el personal gerencial y supervisorio para operar esos
campos, como ocurre hoy en las Empresas Mixtas)
Valga unas líneas con respecto a la orimulsión. La
orimulsión® es un combustible que se prepara mezclan-
454
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
do 70% del bitumen natural, que se produce en el Campo Faja del Orinoco en Venezuela, y 30% de agua y
surfactante, lo cual produce una emulsión estable fácilmente transportable y almacenable. La orimulsión®
como fuente de energía para producir electricidad tiene
una serie de ventajas, entre ellas que tiene un valor calorífico similar al del carbón mineral, pero mucho más
limpio. Cuando se quema como combustible en las plantas eléctricas tiene muy bajas emisiones de dióxido de
carbono (CO2) y dióxido de azufre.
El argumento del gobierno para eliminar la
Orimulsión® fue que era mejor negocio mezclar 65% de
bitumen natural con 35% de crudo Mesa, de 30º API y
1% de azufre, para producir y vender un crudo tipo
Merey, de 16º API y 2,8% de azufre, que por cierto va
al mercado norteamericano.
¿Cómo pueden argumentar los representantes del gobierno que vender el bitumen natural en forma de
orimulsión®, para un mercado tan especializado, perjudica a la Nación? Cuando solo va a plantas eléctricas, a
competir favorablemente con el carbón y el gas natural.
Por otra parte, las mezclas de bitumen natural con otros
crudos, para producir un crudo pesado de 16º API
como piensa venderlo el gobierno, tienen un mercado
muy limitado.
El problema NO debe plantearse en forma de CRUDO
MEJORADO vs. ORIMULSIÓN®. La razón es muy
simple.
De la decisión de Venezuela de eliminar la
Orimulsión® solo se beneficiaron los productores de carbón y los productores de gas natural a nivel mundial. Y
los perdedores, además de Venezuela serán los países en
desarrollo como Guatemala que tenían cifradas su esperanza en obtener el combustible más barato para generación eléctrica.
Desarrollo energético en Venezuela
455
7.2. Oportunidades en materia de Gas Natural
Antecedentes
A casi 14 años de promulgada la Ley Orgánica de
Hidrocarburos Gaseosos (LOHG) no se ha cumplido con
los mandatos de la misma, hecho que se constata al ver el
incumplimiento de los planes de PDVSA en materia de gas.
Recursos y reservas
En el país se han identificado Prospectos Exploratorios
de gas natural del orden de los 196 billones de pies cúbicos o tcf (1012), de los cuales se ha estimado que el 50%
se ubica Costa Afuera; sin embargo, más recientemente
(2010) PDVSA ha publicado un mapa de “Expectativas
Costa Afuera” de por lo menos 108 tcf de gas libre. En
cualquier caso, para convertir estos prospectos en reservas es necesario acelerar la actividad de exploración y
desarrollo
Un estimado conservador de las reservas de gas
natural de Venezuela
Acorde con el Informe de Gestión de PDVSA 2012,
las reservas de gas natural de Venezuela alcanzan los
196,4 tcf, de los cuales se estima 167,2 tcf son de gas
asociado al petróleo (85,1%) y 29,2 tcf son de gas libre o
no asociado (14,9%).
PDVSA estima que las áreas costa afuera someras
contienen recursos por 73 tcf; y las áreas costa afuera
profundas contienen recursos por 74 tcf; y acorde con la
Base de Recursos de PDVSA, desde hace muchos años,
las áreas tradicionales en tierra contienen recursos por
130,7 tcf de gas natural, mayormente asociados a los
recursos de petróleo por explorar. Es decir, que en el país
hay recursos estimados de 277,7 tcf de gas natural, que
deben ser explorados y desarrollados para convertirlos en
reservas probadas.
456
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Si le asignamos 30% de éxito a la exploración de esos
recursos para convertirlos en reservas, tendríamos 83,3
tcf, que sumadas a las reservas de gas asociado haciéndolas muy conservadoras (deduciéndole las de inyección
y las asociadas a los crudos p/xp) que son 88,9 tcf, y las
de 29,2 tcf de gas libre; podríamos hablar conservadoramente de unos 201,4 tcf de posibles reservas.
En conclusión, para todos los efectos Venezuela tiene
“inmensas” reservas de gas natural para satisfacer los
requerimientos del mercado nacional por los próximos
años, y eventualmente industrializarlo para su exportación.
La política en materia de gas
Hoy la política del gobierno no permite el desarrollo
pleno de la industria de este hidrocarburo. En materia de
exploración, producción, industrialización, licuefacción y
transporte del gas natural se decidió que la empresa del
Estado tenga la mayoría accionaria y las decisiones en
todas las actividades. La política establece que no debe
participar el sector privado internacional de punta en
materia de licuefacción, transporte y distribución, ya que
todo debe ser realizado por la estatal y por cooperativas
estatales. Es política la asociación con empresas estatales,
las cuales en su mayoría no tienen la tecnología, los
recursos económicos ni el know-how para acometer los
proyectos y negocios, a la velocidad y con el éxito económico que se necesitan.
Por otra parte, a pesar de la crítica situación de déficit
de gas a nivel nacional, se escucha hablar de proyectos
faraónicos como el gasoducto hasta Argentina, o de un
gasoducto a América Central y otro a las islas del Caribe. En cualquier caso, antes de decidir la viabilidad de la
exportación de gas, sea por tubería o por vía marítima y
cuando se desarrollen sustanciales reservas de gas libre,
se necesita de unas políticas de Estado en materia energética, que trasciendan los gobiernos de turno.
Desarrollo energético en Venezuela
457
Las oportunidades
El gas natural (de aquí en adelante “el gas”) en Venezuela tiene supremacía en la matriz energética secundaria. Históricamente su producción ha estado asociada al
petróleo, y su uso está dirigido en más de 70% a las
operaciones petroleras, en especial a la inyección para
recuperación suplementaria de petróleo y gas (y hay déficit de inyección), y el resto va al mercado interno.
Estimados de consumo
En la matriz energética secundaria de Venezuela, para
el año 2025 el gas metano presenta un crecimiento del
4,87% interanual, para llegar a 7.400 Mpc/d es decir el
55% del mercado energético de Venezuela. De ese total el
mercado interno de occidente podría consumir el 30%, es
decir unos 2.200 Mpc/d, que puede ser suplido por el
desarrollo de las reservas de Paraguaná, ello sin incluir
los consumos de la industria, que serían cubiertos mayormente con la producción de gas asociado en el Lago
de Maracaibo y de la Costa Oriental del Lago; el resto
del mercado interno, 5.200 Mpc/d, puede ser suplido con
el gas Costa Afuera de Oriente y la producción de gas
del Área de Anaco. Para hacer la estimación se usaron
los porcentajes de utilización de 1998, lo que representa
un importante desarrollo de todos los sectores, que hasta
la fecha han estado limitados.
Por otra parte, PDVSA recientemente presentó estimados de consumos acumulados hasta el 2023, de los principales sectores consumidores de gas metano como
combustible, que sumarian unos 45 tcf. Adicionalmente,
se incluyen los requerimientos de gas natural para la
Faja (9 tcf), y los tradicionales (EyP, PQV, industrial,
comercial y residencial -unos 24 tcf también en 11
años), lo que resultaría en consumos acumulados de 78
tcf, cerca de 19.500 millones de pies cúbicos diarios
(Mpc/d). Más detalles en el Cuadro No 1.
458
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Cuadro 1. Requerimientos de gas metano por sector
Requerimientos de gas metano
por sectores al año 2023
tcf
Mpc/d
Eléctrico, por expansión termoeléctrica
en 8.400 MW
15
3.736,0
Por el aumento de la producción en
2,3 Mb/d
11
2.739,7
Petroquímico, por aumento en la
producción en 25 Mtma
10
2.490,7
Siderúrgico y aluminio, por incremento
producción en 2 Mtma
6
1.494,4
Refinerías, por incremento de capacidad
en 500 mb/d
3
747,2
Requerimientos Faja del Orinoco
9
2.241,6
Total nuevos requerimientos principales
como combustible
54
13.449,6
Total requerimientos tradicionales
combustible, EyP y PQV
24
6.000,0
Gran Total de Requerimientos
78 19.449,6
Los nuevos planes, presentados en el Informe de Gestión PDVSA 2012, expresan producir 11.947 Mpc/d de
gas natural para 2019, por lo que habría que producir
más para 2023.
Demanda
Los consumos de los mercados convencionales de gas
de Venezuela, incluyendo los de PDVSA, se han estimado
en 19.449,6 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d)
para el mediano/largo plazo (año 2030), es decir se llegaría a consumir 7,1 tcf anuales, que en 17 años sumarían 120,7 tcf, lo que deja oportunidades para
industrializar los 131,2 tcf restantes de las reservas antes
estimadas, una cifra considerable.
Desarrollo energético en Venezuela
459
Industrialización
Además de cualquier proyecto de gas natural líquido
(LNG), se presentan oportunidades para acometer proyectos de producción de dimetil éter (DME) que es un
excelente aditivo para el diesel que se consume tanto en
Europa, como en el transporte pesado de todo el mundo;
así proyectos para convertir gas natural a líquidos combustibles (GTL), incluida gasolinas y jet fuel (combustible de
aviación); y proyectos de metanol a gasolina (MTG)1,2.
Inversiones
Hoy se han desarrollado plantas de GTL muy pequeñas, que procesan desde 5 Mpc/d de gas natural para
producir 500 b/d de gasolina, con inversión de 40 millones de US$ y costos de operación anual de 200 MUS$3,
es decir, cifras manejables para pequeños productores y
procesadores venezolanos o extranjeros que quieran invertir en Venezuela, y estén en libertad de comercializarlos en Venezuela, en sus propias estaciones de servicio y
conveniencia si es su decisión, a precios cercanos a los
internacionales o exportarlos al país que deseen, sin trabas ni restricciones.
Al final cada productor o procesador hará sus economías para acometer los respectivos proyectos, cuya licencia o permiso solicitará ante un Ente regulador a crearse, o entrar a través de las rondas que éste invite.
Resumiendo, es necesaria una apertura para desarrollar e industrializar los recursos de gas natural de Venezuela, y la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG) lo permite. Paralelo a esta apertura normativa, deben producirse cambios legales en materia
cambiaria, expatriación de capitales, ley del trabajo, entre
otros aspectos; única forma de atraer a los inversionistas
nacionales e internacionales, las tecnologías y los recursos humanos necesarios para monetizar esas reservas,
sin estos cambios será difícil desarrollar e industrializar
los recursos de gas natural.
460
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
CONCLUSIÓN
La industria del gas natural en Venezuela, incluida su
industrialización con el desarrollo de la industria petroquímica, no será posible si no hay un ambiente de libre
mercado, de respecto a la propiedad privada y a la libertad económica.
Las reservas probadas de petróleo en las áreas tradicionales suman 40.599 millones de barriles (no incluye
el crudo de la Faja), que contienen 138 tcf de gas asociado. De estos volúmenes apenas están desarrollados el
21,57% de esas reservas, y de las de gas natural PDVSA
informa que solo el 20% están desarrolladas. Datos adicionales en las Tablas anexas.
Estas reservas de gas natural asociado no desarrolladas tienen tres oportunidades para desarrollarse: 1) producir las áreas asociadas a los más de 17.000 pozos que
están inactivos, pero que según la clasificación del ministerio de Petróleo son capaces de producir. Esos pozos
contienen esas reservas desarrolladas y no desarrolladas
y sería cuestión de producirlas reemplazando esos pozos
inactivos por pozos nuevos con nuevas tecnologías de
perforación y terminación; 2) aumentar el factor de recobro de las áreas tradicionales. PDVSA ha informado
que el de factor de recobro actual está en el orden promedio de 15,45% (30,23% crudos C/L/M y 11,05% crudos P/XP), mientras que el promedio mundial alcanza el
40%; y 3) otorgar en licencias las áreas donde hoy
PDVSA produce bajo la figura de “esfuerzo propio”; en
estas áreas la estatal conservaría su porcentaje accionario mayoritario (51% según la LOH), pero dejaría que
sea el sector privado quien las produzca y comercialice,
con plena independencia gerencial y financiera. Adicionalmente hay la oportunidad de incrementar sustancialmente la producción de gas en el mediano plazo,
procediendo a otorgar en licencias los más de 600 prospectos exploratorios identificados desde hace muchos
años con recursos de 44 millardos de barriles de petró-
Desarrollo energético en Venezuela
461
leo, con 131 tcf de gas natural asociado. Así también
proceder a la exploración y eventual desarrollo acelerado
de los recursos costa afuera, contentivos de más de 140
tcf de gas natural, mayormente no asociados.
PROPUESTAS CONCRETAS
En materia de gas natural, como parte de una política
pública de Estado en materia de energía, es necesario e
indispensable definir asuntos importantes como:
1. Hacer cumplir en toda su extensión la Ley de Gas
vigente, en especial en lo referente a la eliminación del
monopolio estatal en todas las actividades. También debe
permitirse al sector privado nacional e internacional que
participe vigorosamente en toda la cadena del negocio
del gas y sus componentes, para lo que hay que promover la más amplia participación del sector privado nacional e internacional en toda la cadena del negocio del gas
y sus componentes.
2. Es necesario incrementar el otorgamiento de licencias de exploración y explotación en las áreas costa afuera, que es donde están las mayores expectativas para
aumentar las reservas de gas.
3. Es necesario reactivar la mayoría de las áreas donde están los cerca de 20.000 pozos de petróleo actualmente cerrados, reemplazándolos con pozos con nuevas
tecnologías, que pueden producir suficiente gas asociado,
para abastecer el mercado interno, mientras entra la
producción costa afuera.
4. Definir los precios y tarifas para los diferentes energéticos. Es sabido que los precios del gas, la gasolina, el
fuel, el diesel, la electricidad y el GLP están subsidiados.
Ello hace que se le dé mal uso a todos ellos en el país,
en especial al gas natural.
5. Sincerar la política de subsidios para productores y
consumidores. Es necesario que esas políticas vayan di-
462
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
rectamente a los que realmente necesiten el subsidio, y
no a toda la población como ocurre hoy.
6. Devolverle al ente de gas (ENAGAS) su autonomía
funcional, y en una reforma de la Ley hacerlo verdaderamente autárquico como los entes reguladores de Colombia, México y Brasil.
7. Decidir cuál debe ser la matriz energética deseable
para el mercado interno nacional. Aunque hoy el gas
metano representa el 42% de los consumos primarios de
energía, todavía el consumo de líquidos derivados del petróleo y el gas es alto (26%) y parte podría ser reemplazado por gas natural y por otras fuentes de energía, en
especial los biocombustibles y la energía solar. Inclusive
por Orimulsión.
ANEXOS
PROBADAS DESARROLLADAS
CUENCA
MMbls
MMbls
%
Maracaibo/Falcón
19.986
4714
23,59
Barinas/Apure
1.191
240
20,15
Oriental (sin FPO)*
19.020
3.804
20,00
Carúpano
402
0
0,00
Total
40.599
8.758
21,57
* Las reservas desarrolladas en Oriente se estimaron en 20%
120
247
768
3.673
6.768
19.743
33.864
331.599
1.
2.
3.
4.
5.
Desarrolladas y no desarrolladas.
Incluye crudo extrapesado: resevas probadas de 257.136 MMBls, reservas probadas/producción de 818 años.
Producción neta de gas natural (producción bruta menos gas natural inyectado). Factor de conversión es de 5,8 MPC/Bl
Incluye las reservas probadas de gas natural en al FPO, estimadas en 10.073 MMBls al 31/12/2012.
No incluye 5 MBD de condensado de planta.
Total Gas
Total
hidrocarburos
156
27
103
---
132
6
630
---
69
71
356
--280
1.352
22
5.394
---
797
46
2.062
--2.905
4.714
240
8.021
--12.975
19.986
1.191
276.156
402
297.735
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental2
Carúpano
Total Crud0
Relación Reservas
Probadas/Producción
Gas Natural en MMBpe3
7.543
Maracaibo-Falcón
60
Barinas-Apure
23.782
Oriental 4
2.479
Carúpano
Producción5
2012
Probadas
Desarrolladas
Probadas1
Cuenca
Cuadro 2A. Reservas y Producción de hidrocarburos de la República Bolivariana de Venezuela
Desarrollo energético en Venezuela
463
1.891
2.071
4.321
4.053
12.975
39.252
6.768
19.759
Liviano
Mediano
Pesado
Extrapesado
Total Crudo
Gas Natural (MMMPCN)
Gas Natural MMBpe
Total hidrocarburos en MMBpe
20.069
6.417
37.217
13.652
4.345
4.464
2.237
1.932
674
20.504
6.256
36.283
14.248
4.608
4.666
2.474
2.009
400
21.378
6.324
36.682
15.054
4.749
4.822
2.875
2.209
399
22.967
6.669
38.682
16.298
5.669
4.631
3.341
2.221
346
20%
Gas Natural
19%
5%
19%
5%
21%
7%
22%
9%
1
Las reservas probadas de crudo extrapesado situadas en la FPO tienen un bajo grado de desarrollo y se ubican, al
cierre de diciembre de 2012 en 254.874 MMBls, aproximadamente.
4%
Crudo
Porcentaje del total de reservas desarrolladas versus total de reservas probadas
639
Condensado
Reservas Probadas Desarrolladas
Cuadro 2A. Reservas probadas de la Republica Bolivariana de Venezuela expresadas en millones de barriles
(MMBls), a menos que se indique lo contrario
464
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Desarrollo energético en Venezuela
465
7.3. Oportunidades de exportación de derivados del petróleo y del gas natural
Del petróleo se obtienen diversos productos terminados
para el sector transporte (gasolina de aviación, gasolina
automotriz y diésel) industrial (gas doméstico, aceite de
calefacción y residuales) y algunas especialidades como
lubricantes y asfaltos.
Adicionalmente se produce materia prima o productos
intermedios para el sector petroquímico: gas de refinería,
nafta y gasóleo que sirven para elaborar benceno,
tolueno, xileno, etilenos, propileno, butadieno y butileno,
que son petroquímicos básicos. Del gas natural se obtiene metano con el cual se elabora metanol y amoníaco
(petroquímicos básicos) y líquidos del gas natural: etano,
propano, butano y condensados los cuales se utilizan
para elaborar etileno, propileno, butadieno y butileno
(petroquímicos básicos).
Con los petroquímicos básicos se elaboran más de un
veintena de productos petroquímicos intermedios entre
ellos: acrilonitrilo, cloruro de vinilo, etanol, etilbenceno,
polietileno, polipropileno y urea; y de éstos, otra veintena
de grupos de productos petroquímicos finales como:
adhesivos, colorantes, explosivos, fármacos, fertilizantes,
plaguicidas, refrigerantes y resinas, útiles para otras industrias y diversas actividades económicas.
466
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
7.3.1. Oportunidades de exportación de
productos de refinación de petróleo
Ing. Elizabeth Cruz
Actualmente, la situación de la Industria Petrolera Venezolana no permite desarrollar Planes de Negocio Estratégicos y Comerciales orientados hacia la maximización
del valor agregado y captura de oportunidades. El parque
refinador de la industria se ha deteriorado significativamente y da muestras continuas de inestabilidad en las
operaciones, no permitiendo cubrir la demanda de productos del mercado interno y mucho menos ofrecer productos de calidad y de manera confiable al mercado
internacional. Las oportunidades que podrían aprovecharse en estas condiciones son las que ofrece un análisis comparativo de las opciones de colocación para los
productos disponibles en un momento dado, una orientación totalmente de corto plazo y que no garantiza la
maximización del valor del paquete de exportación de
productos.
La evaluación del mercado internacional incluye el
análisis de las tendencias y proyecciones a mediano y
largo plazo de la oferta y demanda de cada producto:
gasolinas, jet de aviación, destilados, lubricantes, residuales y asfalto, considerando las especificaciones de calidad para cada destino y sector potencial a penetrar, el
análisis de las ventajas competitivas que ofrecen productos desde Venezuela (geográficas, calidad, seguridad de
suministro, entre otros) y la identificación de los mercados potencialmente rentables.
Esta información se utiliza en la elaboración del
Plan de Negocios, incorporando las inversiones rentables
que se requieren en las refinerías para adecuar los pro-
Desarrollo energético en Venezuela
467
ductos a las calidades que exige los mercados que previamente se han identificado como atractivos económicamente, se determina la base recurso a comercializar a
corto mediano y largo plazo: volumen y calidad de productos (en el caso de Petróleos de Venezuela, volúmenes
disponibles luego de cubrir la demanda del mercado interno). Finalmente, se desarrollan las estrategias comerciales que permitan capturar esos mercados de manera
rentable.
Las proyecciones de la demanda de agencias especializados muestran un crecimiento en el mediano y largo
plazo. Los productos del petróleo continuarán cubriendo
gran parte de la demanda de energía, sobretodo en los
sectores transporte e industrial.
En los próximos años el crecimiento global de la demanda de hidrocarburos se concentrará principalmente
en China e India, siendo el sector transporte (destino
para gasolinas, destilados y gasolina de aviación) uno de
los sectores que más crece en el mediano y largo plazo.
Sin embargo, la posición geográfica de Venezuela limita
la colocación de productos a niveles competitivos en forma estructural, aun cuando se puedan aprovechar oportunidades puntuales.
La demanda de productos terminados en Latinoamérica (principalmente México, Chile y Brasil) y Caribe
se proyecta en crecimiento a mediano y largo plazo y
representa un destino que podría ser atractivo para productos desde Venezuela, compitiendo con productos colocados desde Estados Unidos lod cuales se ajustan a las
exigencias de calidad y son de suministro confiable.
Las oportunidades para colocar productos en el mercado internacional continuarán existiendo, pero en un
mercado cada vez más competido y entonces requieren
análisis sólidos, estrategias claras y preparación operacional adecuada para capturarlas de forma rentable.
468
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
CONCLUSIONES
Para lograr maximizar el valor de los productos exportados desde Venezuela, se requiere definir las estrategias y políticas comerciales basadas en el análisis de las
condiciones del mercado internacional y de competidores
a corto y mediano plazo, de la base del recurso disponible para comercializar y niveles de precios entre otras.
RECOMENDACIONES
La Industria Petrolera Nacional debe retomar la
orientación de negocio y de maximización de valor. Debe
desarrollar planes y estrategias, que entre otras cosas,
permitan las inversiones necesarias en el parque refinador para manufacturar los productos que se requieren
en el mercado interno, adecuar calidades de productos
para los mercados de exportación más rentables y desarrollar ventajas competitivas versus otros actores del
mercado.
Desarrollo energético en Venezuela
469
7.3.2 Oportunidades para la industria
petroquímica venezolana
Ing. Eduardo Praselj
Venezuela ha sido percibida tradicionalmente como un
país de alto potencial petroquímico, sobre la base de un
conjunto de ventajas comparativas y competitivas. Por
una parte, materias primas abundantes y a precios competitivos (gas natural y corrientes de refinación) y disponibilidad de infraestructura industrial (complejos petroquímicos y puertos y terminales especializados). Por otra,
una ubicación geográfica favorable respecto a los principales mercados y acceso libre o preferente a los mercados de América Latina, en razón de acuerdos comerciales
en el marco de ALADI y de la Comunidad Andina. Todo
ello aglutinado por un consenso nacional sobre la importancia y prioridad del sector.
La industria petroquímica se inició en el país a mediados de la década de los años 50 del siglo XXI, estimulada por la participación del Estado con el fin de apoyar la
agricultura, la industria manufacturera y la salud. En
1956 se creó el Instituto Venezolano de Petroquímica
(IVP), responsable de canalizar todas las iniciativas del
Estado en el área, y comenzó el desarrollo del complejo
petroquímico de Morón, estado Carabobo, cuyas primeras plantas de fertilizantes y químicos industriales iniciaron producción en 1963. A la par de sus propias actividades, el Estado reconoció la importancia y utilidad de
la participación del sector privado mediante la promoción desde mediados de los años 60 de empresas mixtas,
asociaciones público-privadas para desarrollar proyectos
específicos. Aun cuando el marco jurídico existente permitía la participación del sector privado en cualquier eslabón de la cadena productiva, hubo una clara diferenciación de roles: el Estado se encargó de construir la
470
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
infraestructura y proveer materias primas, construir y
operar las plantas básicas, consideradas como estratégicas para el país.
En los 10 años comprendidos entre 1965 y 1975, el
IVP construyó la segunda generación de plantas de
Morón, desarrolló el complejo petroquímico de El Tablazo, estado Zulia, y constituyó las primeras ocho empresas mixtas con socios privados nacionales y extranjeros. Mientras que en Morón se utilizaba gas natural
como materia prima, en El Tablazo se utilizaban, además, como materias primas los componentes licuables
del gas. Al final de ese período la capacidad instalada en
el IVP y las empresas mixtas era de 4,1 millones de
toneladas métricas anuales (MMTMA) y las inversiones
acumuladas sumaban 3.000 millones de dólares (MM$).
El IVP colapsó en 1977. Las pérdidas acumuladas excedían los 1.200 MM$ y la utilización de la capacidad
instalada era muy baja. Las principales causas fueron la
falta de continuidad administrativa, exceso de personal,
plantas sin flexibilidad operativa y la obligación de asumir el subsidio a los fertilizantes como parte de los costos.
El Ejecutivo encomendó a Petróleos de Venezuela
(PDVSA) la recuperación de la petroquímica. El subsidio
a los fertilizantes fue segregado de las actividades y el
Ejecutivo asumió el saneamiento financiero. El IVP se
transformó en Pequiven, que pasó a ser filial de PDVSA
y se acometió la recuperación, que culminó en 1983
cuando Pequiven alcanzó resultados financieros positivos.
PDVSA asignó personal a Pequiven, se implantaron sistemas administrativos y financieros y se contrató asistencia técnica para las plantas.
Concluida la recuperación se acometió la expansión de
la industria, que abarcó el período 1987 a 2000. Las
inversiones sumaron 5.300 MM$ (3.900 MM$ en plantas y 1.400 MM$ en infraestructura) y se amplió la capacidad en 6,4 MMTMA. Se desarrolló la infraestructura
del complejo petroquímico de Jose, estado Anzoátegui; se
Desarrollo energético en Venezuela
471
construyeron 12 plantas nuevas en los distintos complejos; se ampliaron plantas existentes y servicios industriales; se completaron cadenas de producción; se constituyeron nueve empresas mixtas; se desarrollaron empresas comercializadoras y se acometió la producción de
petroquímicos (aromáticos) en la refinería de El Palito,
estado Carabobo. El resultado global del esfuerzo de 1965
a 2000 es la fabricación de más de 40 productos, con
una capacidad instalada de 11 MMTMA.
Las primeras plantas de este proceso de expansión, al
igual que las construidas por el IVP, fueron concebidas
esencialmente para abastecer el mercado interno y tenían por ende capacidades muy inferiores a las mundiales, altos costos de producción y requerían el apoyo de
protecciones arancelarias, en línea con la política económica vigente en aquella época.
En cambio, bajo el impulso de la apertura de la economía del país y la necesidad de generar ingresos en
divisas, las plantas diseñadas y construidas a partir de
inicios de los años 90 eran de tamaño mundial, con costos competitivos en términos internacionales y orientadas
hacia la exportación o que al menos podían exportar
una fracción significativa de su producción. La petroquímica venezolana pasó así de ser un exportador marginal y ocasional a ser un exportador importante y
permanente. A título de ejemplo, en el período 1997-2001
las exportaciones representaron 47% del valor de las ventas, fracción que ha disminuido desde entonces debido a
la combinación de una menor producción y de crecimiento del mercado interno.
Hasta la fecha, la participación del sector privado ha
sido esencialmente como socios en las empresas mixtas y
hay sólo un número muy limitado de empresas petroquímicas 100% privadas. La naturaleza de la participación de los socios privados en las empresas mixtas ha
variado con el tiempo: en la época de la economía cerrada y protegida, los socios privados nacionales aportaban
472
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
capacidad gerencial, conocimiento del medio y en algunos casos redes de comercialización y distribución, mientras que los socios extranjeros eran en general los
proveedores de tecnología, que habían tomado pequeñas
participaciones accionarias mediante la reinversión de los
montos percibidos por las licencias y apoyaban la continuidad operacional y la calidad de los productos. Al
abrirse la economía y aumentar significativamente el tamaño de las plantas y el monto de las inversiones, los
socios extranjeros pasaron a jugar un papel más activo
en los negocios, tanto en calidad de inversionistas como
de operadores y comercializadores, mientras que el papel
de los socios privados nacionales se redujo en muchos
casos al de accionistas pasivos.
El modelo de transformar el gas natural y sus componentes licuables en productos petroquímicos en plantas
de tamaño mundial y con una fuerte orientación hacia
la exportación resultó exitoso y parecía que podía repetirse, incorporando más plantas para aprovechar oportunidades de mercado. Así, en el período 2000 a 2010 se
construyeron nuevas plantas en el complejo de Jose, que
en esencia correspondían a este esquema.
Sin embargo, en años recientes han ocurrido tres
cambios importantes que pueden afectar las oportunidades de desarrollo futuro de la petroquímica en Venezuela
y las posibilidades de generar nuevas corrientes de exportaciones.
En primer lugar, la ventaja comparativa que representaba tener una amplia disponibilidad de gas asociado a
precios competitivos ha desaparecido o, en todo caso,
está muy mermada. Ha habido un cambio drástico en el
balance oferta-demanda de gas en el país, derivado de
una disminución de la producción bruta de gas asociado
y de la necesidad de reinyectar volúmenes crecientes de
gas para mantener la presión en los yacimientos de petróleo, unido al crecimiento de la demanda de otros sectores, como el eléctrico. De una situación excedentaria se
Desarrollo energético en Venezuela
473
pasó a un equilibrio precario y luego a un déficit en el
balance, que se traduce en limitaciones no sólo para
nuevos proyectos petroquímicos sino también para las
plantas existentes. Al no existir un excedente significativo de gas asociado no es posible basar proyectos exclusivamente en gas asociado y sería necesario complementar
la oferta con fuentes de gas no-asociado que habría que
desarrollar. En todo caso, estas nuevas fuentes de gas
serían de mayor costo y la ventaja comparativa sería
menor, aun cuando pudiera ser suficiente para estimular
inversiones.
En segundo lugar, el desarrollo de tecnologías para
explotar fuentes no-convencionales de gas, como el gas
de esquistos, ha introducido cambios radicales en los niveles de precios internacionales del gas y en la competitividad relativa de las distintas materias primas petroquímicas. Mientras que los precios, en equivalente energético, del petróleo y el gas natural fueron tradicionalmente de un nivel similar, la incorporación de las nuevas fuentes se ha traducido en la ruptura de la sincronía entre los precios de ambos productos y en países
como Estados Unidos el precio del gas, en equivalente
energético, es hoy en día la cuarta parte del precio del
petróleo. Ello ha cambiado la competitividad relativa de
la producción de petroquímicos básicos –en particular las
olefinas- y ha ocasionado modificaciones importantes en
las estrategias de producción, comerciales y de inversión
de muchas empresas petroquímicas. Sobre todo, ha aumentado el atractivo de invertir en petroquímica en Estados Unidos, en detrimento de oportunidades en desarrollo en América Latina, y permitirá a las empresas basadas en ese país atacar los mercados de la región, en
detrimento de las empresas locales.
En tercer lugar, en Venezuela ha cambiado el marco
normativo de la actividad petroquímica. Tradicionalmente, el sector había estado abierto a la participación del
sector privado, tanto nacional como extranjero, en todos
los eslabones de la cadena productiva, aun cuando el
474
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Estado, por intermedio del IVP y luego de Pequiven, había asumido inicialmente la construcción de plantas y
producción de petroquímicos básicos. Sin embargo, en el
proceso de expansión mencionado esta realidad fue cambiando progresivamente, hasta el punto de existir participaciones importantes del sector privado en empresas
mixtas fabricantes de productos básicos. En 2009, se
promulgó la Ley Orgánica de Desarrollo de las Actividades Petroquímicas (LODAP), que reserva al Estado parte
de la actividad y limita o condiciona la participación del
sector privado, al obligar que en las nuevas asociaciones
el Estado tenga mayoría accionaria y control. Además, la
ausencia de definiciones reglamentarias crea incertidumbre sobre la situación de algunas empresas mixtas existentes, donde el Estado no tiene mayoría accionaria.
Esta reserva, inspirada en los términos de la reserva al
Estado de la industria de los hidrocarburos, limita el
atractivo de las inversiones y, además, es una barrera
para apalancar los recursos del Estado con aportes del
sector privado y obligaría a éste a participar en actividades que no desea o no tiene los recursos para ello. Los
objetivos a que aspira el Estado con la LODAP (protección de la soberanía, seguridad de suministro en sectores
críticos y promoción de un desarrollo nacional equilibrado) se pueden lograr sin la reserva pues el Estado tiene
el control del suministro de casi todas las materias primas de la petroquímica (gas natural y corrientes de
refinación) y la infraestructura de los complejos petroquímicos. Además, puede acometer proyectos propios en
sectores específicos si resulta necesario.
CONCLUSIONES
En una perspectiva de mediano y largo plazo, el desarrollo petroquímico tendrá legitimidad económica y social en la medida en que logre agregar valor a los
hidrocarburos más allá de su utilización como combustibles; manufacturar productos a precios competitivos que
Desarrollo energético en Venezuela
475
puedan ser exportados o transformados ulteriormente en
el país; generar cadenas de valor en el país propiciando
la instalación de industrias aguas abajo; generar empleos
e ingresos en divisas que contribuyan a diversificar la
economía del país; generar impactos positivos en las comunidades en las cuales realiza sus operaciones y garantizar operaciones seguras y sustentables desde el punto
de vista ambiental.
La petroquímica será una oportunidad de desarrollo
industrial que sólo podrá materializarse si los proyectos
se basan en ventajas comparativas reales, que permitan
generar ventajas competitivas, y se logra construir un
consenso nacional sobre su importancia y beneficios para
el país, que la dote de la legitimidad social necesaria
para su crecimiento.
RECOMENDACIONES
Es necesario reexaminar la situación y validar algunas
premisas que orientaron los planes petroquímicos en el
pasado para poder formular estrategias y conformar carteras de proyectos. Esto en un contexto que parece más
difícil que en el pasado, posiblemente con menores ventajas comparativas y con un acceso más difícil a los
mercados de exportación.
Construir un consenso nacional que permita la formulación de políticas de estímulo claras; la evaluación clara
y objetiva de los aciertos y errores del pasado; la disposición de asignar recursos para construir la infraestructura
necesaria; la decisión de hacer inversiones en el sector
petrolero para asegurar la disponibilidad de materias primas; propiciar mecanismos donde participe la población
y se beneficie de la actividad; llevar el consenso a los
niveles municipales y comunitarios y, finalmente, prever
sus impactos ambientales y actuar en consecuencia.
Desarrollar algunas políticas específicas relativas al suministro de materias primas, donde es necesario garanti-
476
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
zar la continuidad y calidad del suministro mediante
contratos de largo plazo, con fórmulas de precios que
reflejen las realidades del mercado internacional y las
ventajas de Venezuela como país productor de hidrocarburos. Igualmente, se requiere el desarrollo de infraestructura industrial específica (complejos petroquímicos,
terminales portuarios y servicios industriales).
Prestar especial atención al contexto para invertir en
el sector. Esto incluye la revisión y eventual modificación del marco legal, en particular en lo relativo a la
reserva, la redefinición de los campos de actuación del
sector público y privado y la definición de esquemas de
asociación y, finalmente, el acceso al financiamiento,
que en muchos casos condiciona o determina la viabilidad de los proyectos.
Desarrollo energético en Venezuela
477
7.3.3. Oportunidades de exportación de la
industria química
Ing. Alfredo Viloria e Ing. Gustavo Carrero
La estructura de la industria química nacional es la
siguiente: 15 empresas de naturaleza petroquímica dedicadas a olefinas, resinas termoplásticas, petroquímicos e
inorgánicos básicos y fertilizantes, el segundo grupo de
empresas engloba 26 dedicada a la química intermedia,
donde se elaboran, productos orgánicos e inorgánicos diversos, y fibras sintéticas y artificiales y finamente una
serie de empresas de química diversa (más de doscientas)
dedicadas al producción de resinas auxiliares, plastificantes, y especialidades.
Del PODE 2009-2010, se obtienen
tos (5):
los siguientes da-
Algunos indicadores de Pequiven al 2010:
o Producción neta: 2411 mtm;
o Ventas totales en MMBs: 4.787, de los cuales el 24
% fue a mercados de exportación;
o Fuerza hombre efectiva: 4.749;
o Productividad ( tm/hombre): 508.
Para las empresas mixtas fueron:
o Producción neta: 5996 mtm;
o Ventas totales en MMBs: 8.340, de los cuales el
38% fue a mercados de exportación;
o Fuerza hombre efectiva: 2.838;
o Productividad (tm/hombre): 2.102.
478
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
La producción bruta consolidada en miles de toneladas
métricas (mtm) fue de: 1195 Complejo Ana María Campos, 1062 Complejo Morón, y 154 Refinería El Palito.
o Los productos principales en mtm, de cada una de
estas empresas fue:
o El Complejo Ana María Campos, Etileno: 345,
Propileno: 139, y Urea: 103.
o El Complejo Morón, Ácido sulfúrico: 341, Fertilizantes: 243, Amoniaco: 136 y Urea: 114
o La Refinería El Palito: Nafta refinada: 92, Benceno,
Tolueno y Xileno (BTX) = 66.
En Venezuela el sector Químico-Petroquímico está
constituido por 300 empresas y éstas durante el año
2012 emplearon 21.000 personas, procesaron 1.800 químicos diferentes, realizaron ventas al mercado interno
por 4.883 MM$, exportaciones de 1.726 MM$ e importaciones del orden de 5.269 MM$. De estos totales,
Pequiven y las empresas mixtas vendieron 3.372 MM$,
de los cuales 1.417 MM$ por concepto de exportaciones
y, el resto de las empresas químicas obtuvieron ingresos
por ventas de 1.510 MM$ y de estos 309 MM$ por concepto de exportaciones, El 15% de las empresas generan
el 85% del valor de la producción e impactan con el 11%
del PIB manufacturero, con ventas de 4,88 millardos de
dólares en 2012.
Las empresas del sector en referencia exportaron 190
productos donde, 15 de estos representan en valor el 98%
del ingreso; en orden de importancia son: Metanol, Urea,
Solución Amoniacal, Propileno, Etilenglicol, Dodecilbenceno, Negro Humo, Benceno, Mezclas de Alquilbenceno,
Carburo de Silicio, PVC sin plastificar, Tripolifosfato de
Sodio, Caucho con adición de Negro Humo o Sílice, Herbicidas, Peróxido de Hidrogeno.
Por otra parte, importaron 1003 productos y de éstos
21 pesan en valor el 32% del gasto, siendo los de mayor
importancia: Mezclas de NPK, Enzimas, Mezclas
Desarrollo energético en Venezuela
479
Odoríferas, PET, Grasas/Aceites modificados químicamente, Etileno, P-Hidroxibenzoato de Metilo, caucho
estireno-butadieno SBR, Detergentes y Dispersantes, otras
Enzimas y sus concentrados, Alcoholes Láurico, Cetílico
y Estearílico, Cloruro de Potasio, reactivos para diagnósticos o laboratorios, pigmentos y compuestos a base de
Dióxido de Titanio y Polipropileno.
La balanza comercial volumétrica fue positiva en
1.549 TM pero, negativa en valor en 3.543 MM$ siendo
importante resaltar que las exportaciones tuvieron un
valor promedio de 444 $/TM y las importaciones costaron en promedio 2.250 $/TM. La relación porcentual de
las Exportaciones/Importaciones por región fue la siguiente: América Latina 42/37, Norteamérica 37/36, Europa 18/16 y Asia 0.8/10.
Periódicamente ASOQUIM realiza encuestas de coyuntura entre las 156 empresas asociadas en este gremio
lo que les permite monitorear las variables que afectan
al sector. La última de estas encuestas se realizó en el 2o
Trimestre del 2013, participaron 47 asociados y se obtuvieron los siguientes factores como elementos que limitan la producción y/o la comercialización de sus productos, en orden de importancia son: Acceso Materia
Prima Nacional, Acceso a Divisas, Logística Portuaria,
Certificados de no Producción, Incertidumbre PolíticoInstitucional, Legislación Laboral, Control de Precios,
Burocracia, Acceso al Mercado de Exportación Marco
Legal Regulatorio del Sector, Transporte e Infraestructura, Impuestos, Limitación de Maquinarias/Equipos, Demanda Nacional, Requerimientos Financieros, Mano de
Obra Calificada, Competencia de Productos Importados,
Exceso de Oferta, Montos Autorizados en CNPN
Estas limitaciones coyunturales han originado que las
empresas del sector no estén utilizando el 100% de sus
capacidades nominales instaladas y las importaciones de
productos químicos y petroquímicos se hayan disparado
de 1.134 MM$ en el 2003 a los 5.269 MM$ antes indicados en el 2012, un 365%.
480
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
RECOMENDACIONES
Analizar las variables que afectan al sector y concretar
con el Ejecutivo un plan de desarrollo de la industria
química nacional.
Realizar los estudios de factibilidad técnico-económica
para manufacturar algunos del millar de productos importados para sustituir importaciones y posibilitar su exportación. Acelerar los proyectos de producción de gas
natural y líquidos de éste, lo que permitirá desarrollar
proyectos de escala mundial para producir petroquímicos
básicos.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Almanssor, A. (2008). Planning of Petrochemical Industry under Environmental Risk and Safety Consideration. Thesis Master Degree University de Waterloo.
Ontario, Canadá.
ASOQUIM (2013).
Petroquímico 2012.
ASOQUIM.
Cifras
del
Sector
Químico-
(2013). II T. Encuesta de Coyuntura.
Biomorgi, J., y A. Viloria. (2012). La Industria Química en Venezuela e Iniciativas para Nuevos Desarrollos
en Materia de Energía y Ambiente. Centro Nacional de
Tecnología Química, JIFI. Facultad de Ingeniería. UCV.
Hall, K. (2008). PetroChem Wire. Benchmark.
Hindman, M. (2010). Methanol To Gasoline (MTG)
Technology. An Alternative for Liquid Fuel Production.
Exxon Mobil Research & Engineering (EMRE). World
CTL Conference. [Presentación en línea] Disponible en:
http://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechnologies/
files/conference_2011.1204.MTG_World_CTL.pdf.
PDVSA. (2012). Informe de Gestión.
Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería.
PODE. (2009 2010). Quincuagésima Edición.
Desarrollo energético en Venezuela
481
(NOTAS)
http://www.exxonmobil.com/apps/refiningtechno
logies/files/conference_2011.1204.MTG_World_CTL.pdf
1
http://www.exxonmobil.com/Apps/Refining
Technologies/files/sellsheet_09 _mtg_ brochure. pdf
2
http://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/
2012-annual-conf/fleisch.pdf.
3
482
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
8. RECUPERACIÓN DE LA SEGURIDAD Y
LA CONFIABILIDAD OPERACIONAL DE
LAS REFINERÍAS DE VENEZUELA
Ing. Juan Luis Martínez y
Dr. Ing. Francisco Javier Larrañaga
Antecedentes
Durante la última década las refinerías en Venezuela
han tenido problemas operativos en sus plantas como
consecuencia de una serie de accidentes fatales y daños
a las plantas, indicativos de una falta de efectividad
gerencial y desconocimiento de las acciones correctivas y
preventivas que requieren las plantas de complejidad técnica, a corto y largo plazo. Las pérdidas han sido enormes. Con el solo renglón de la gasolina que se consume
en el mercado interno, de la cual se ha importado hasta
120.000 barriles diarios durante largo tiempo, estimándose conservadoramente la pérdida en más de $5.000.000
diarios.
Obviamente hay urgencia en atender este problema,
no solo por razones económicas, pero de más importancia, para evitar la pérdida de vidas humanas, daños a las
instalaciones y al ambiente. En tal sentido la asociación
civil Centro de Orientación en Energía (COENER) ha
propuesto un plan de acción de Corto y Mediano plazo
(Cornieles et al, 2012), para lograr los siguientes objetivos en el sistema nacional de refinación:
o SEGURIDAD: Que no ocurran daños al personal,
instalaciones y/o ambiente.
o CONFIABILIDAD: Continuidad operativa y duración de los activos;
Desarrollo energético en Venezuela
483
o EFICIENCIA: Aumentar el Valor Económico
Agregado (Mayor producción, menor costo).
Accidentalidad y baja Confiabilidad Operacional del Sistema de Refinación de Venezuela en
cifras
El Comité de Manufactura del Centro de Orientación
en Energía, COENER, emitió en Abril del presente año
un comunicado (COENER; 2013), en el que documenta
la cantidad de eventos clasificables como accidentes industriales (explosiones, incendios, derrames, fugas, fallas
operacionales, eventos acuáticos e incidentes varios) en las
instalaciones petroleras bajo control de PDVSA, así como
las visiblemente desmejoradas condiciones operativas del
Circuito Refinador Venezolano, expresando su posición
crítica, tanto técnica como gerencial, relacionada con
esta situación, por demás preocupante.
Al respecto exponen la información relevante recogida
en diferentes medios de información, tales como la Prensa Nacional y Regional, los Sindicatos Petroleros y la
Asociación Civil Gente del Petróleo (2012), de la cual
confirman que entre los años 2003 y 2012, hubo una
mayor ocurrencia de eventos cada año, tal como se
muestra en la Figura 1.
Entre los eventos reseñados por estas fuentes, los más
relevantes permiten estimar una cifra extraordinariamente elevada, de alrededor de 123 personas fallecidas (incluyendo las 42 oficialmente reportadas por PDVSA en el
accidente ocurrido el 25 de agosto de 2012 en la Refinería de Amuay) y una cantidad muy superior de lesionados con diferentes grados de afectación, así como un
exagerado número de irregularidades operacionales a
todo lo largo de la cadena de valor del negocio petrolero
bajo responsabilidad de PDVSA.
COENER (2013) ha insistido en el reporte de datos
disponibles en fuentes de acceso público, como los ya
Figura 1. Datos recolectados de Accidentes e Incidentes PDVSA (2003-2012). Fuentes: Prensa; Sindicatos
Petroleros; A. C. Gente de Petróleo
484
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Desarrollo energético en Venezuela
485
señalados, así como de fuentes internacionales de empresas operadoras petroleras de otros países de la región y
de organizaciones técnicas dedicadas a la recolección de
este tipo de información para sus análisis comparativos.
Los gráficos que siguen a continuación muestran los diferentes indicadores utilizados internacionalmente para
reflejar la gestión de empresas en lo referente a la
accidentalidad y severidad en sus operaciones, y en los
mismos se constata la deplorable e intolerable situación
que arrastra PDVSA en materia de seguridad.
El primero de ellos, nos muestra las variaciones entre
los años 2007 y 2011 del Índice de Frecuencia Neta4
con la que se presentan accidentes que ocasionaron pérdida de tiempo de labor.
En la Figura 2 se muestra el indicador que refleja la
cantidad de días perdidos debido a la ocurrencia de la
accidentalidad reportada.
En estas figuras se hace evidente que en PDVSA se
supera escandalosamente, no solamente el promedio global publicado por la OGP (Oil and Gas Producers
Association), sino que se rebasa con creces los niveles de
estos indicadores para empresas petroleras de la región e
incluso de su filial americana CITGO. Y lo más grave es
que sus índices de frecuencia vienen elevándose cada
año, cuando la tendencia global es que éstos vayan disminuyendo.
Una tercera figura (Figura 3) nos ilustra acerca del
indicador de cantidad de accidentes con pérdida de tiempo para el período 2001-2003.
La interrogante que surge con esta información en
mente, es: ¿Qué se hace en CITGO y qué se hacía en
PDVSA antes del 2003 que permitía mantener estos
indicadores dentro de los rangos internacionales de la región?
486
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
A
B
Figura 2. Índice de Frecuencia Neta (IFN) (A) e Índice de Severidad (IS) (B). Cantidad de accidentes con pérdida de tiempo
(días) por cada millón HH. Fuentes: OGP Safety Performance
Indicators (2011): PDVSA Informe de Gestión Anual 2009/2010/
2011; ECOPPETROL Reporte de Gestión "012; PEMEX Memorías de
Labores al 2011.
Desarrollo energético en Venezuela
487
Figura 3. Índice de Frecuencia Neta (IFN) (2001-2003). Cantidad de accidentes con pérdida de tiempo por cada millón HH.
Fuentes: OGP Safety Performance Indicators.
Los indicadores de accidentalidad mostrados, unido a
la situación operacional de los complejos refinadores durante el mes de marzo 2013, reflejan un bajo desempeño
en confiabilidad, con niveles reportados de procesamiento
de crudo en unidades de destilación de alrededor de 791
MBPD vs 1303 MBPD de capacidad instalada; resaltando
el CRP donde reportó para el 20 de ese mes alrededor de
501 MBPD vs una capacidad instalada de 955 MBPD
(sin incluir Bajo Grande), con un número importante de
unidades de proceso fuera de servicio fundamentalmente
por razones de fallas en equipos y sistemas, o sea, por
baja confiabilidad operacional.
El análisis de esta situación conduce a señalar la importancia de reimplantar en la Industria Petrolera Nacional, y en particular en el sistema refinador venezolano, buenas prácticas gerenciales y operacionales, las
cuales hoy por hoy están, a nivel internacional (inclu-
488
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
yendo a CITGO), centradas en los conceptos de confiabilidad. El apego a esas prácticas es lo que ha permitido al sector industrial de producción y manufactura
obtener y mantener indicadores de seguridad, de excelencia operacional y, en consecuencia, de rentabilidad con
aportes de valor cada vez mayor a sus accionistas. Accionistas que en el caso de PDVSA somos todos los venezolanos.
Este modelo operacional se basa en la atención dedicada a tres elementos fundamentales de toda actividad
productiva, como son: La Gente (captar a los mejores y
capacitarlos en función de los objetivos), La Tecnología
(dotar a la gente con las mejores herramientas técnicas
y gerenciales) y Los Procesos de Trabajo (operar
ajustados a sistemas de mejoramiento continuo). Por supuesto, esto supone un manejo de la empresa sin limitaciones de carácter político y menos aún ideológicos.
Estamos seguros de que -en todas las tendencias políticas
e ideologías existentes en el país- existe gente con capacidades para contribuir al engrandecimiento de la empresa, si el modelo operacional es el correcto.
Recuperación de la seguridad y confiabilidad
del sistema de refinación de Venezuela
Para emprender a corto plazo la recuperación del sistema de refinación venezolano se debe elaborar un plan
que contemple entre otros los siguientes elementos:
a) Realizar una auditoría técnico operacional de las
actividades de las Refinerías, apoyándose para ello en las
pericias y competencias en Seguridad y Confiabilidad
Operacional de expertos nacionales e internacionales.
b) Rescatar el Sistema de Gestión centrado en un modelo de excelencia operacional basado en el Ciclo de Mejora Continua (CMC), con la continua evaluación y
control del desempeño de la gestión, rescatando el uso de
la metodología del “Sistema balanceado de Indicadores
(SBI) o Balanced Score Card (BSC)”, herramienta
Desarrollo energético en Venezuela
489
adoptada por las más reconocidas corporaciones internacionales.
c) Reimplantar los programas de Gestion de
Seguridad, Salud y Ambiente, buscando la reimplantación de programas clase mundial de Gerencia de
Seguridad de los Procesos, Seguridad Basada en Comportamiento y Auditorias de Accidentes/Incidentes, tales como
los contemplados en el sistema Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR–PDVSA, 2001) y las mejores practicas
internacionales de Gerencia Integral de Riesgos Aplicados a
Seguridad, Salud y Ambiente (García, 2006).
Este aspecto fundamental de la recuperación de la correcta gestión basada en modelo de excelencia operacional está establecido en el sistema SIR–PDVSA (2001),
normativa que obedece a los principios enunciados en la
Política Corporativa de Seguridad Industrial, Higiene y
Salud Ocupacional y Ambiente de PDVSA y a lo establecido en toda la normativa vigente en esta materia.
El SIR es una herramienta para la administración integral de los riesgos a la salud y seguridad de los trabajadores, a la integridad de las instalaciones y al ambiente. El mismo está conformado por 14 elementos y
opera como un proceso secuencial estructurado y documentado de planificación, implantación, verificación, auditoría y revisión sistemática de sus actividades clave,
para el mejoramiento continuo de la gestión de la Corporación en seguridad, higiene y ambiente. El sistema
comprende la aplicación de prácticas apropiadas durante
el diseño, construcción, operación, mantenimiento y desmantelamiento de las instalaciones industriales, orientadas a:
o Prevenir incendios, explosiones o fugas no controladas de sustancias o productos químicos.
o Prevenir la contaminación ambiental mediante la
reducción continua de los vertidos líquidos, emisio-
490
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
nes atmosféricas, desechos sólidos, pasivos ambientales y el uso racional de la energía y otros recursos naturales.
o Prevenir, evaluar y controlar riesgos de lesiones
personales y enfermedades profesionales.
o Disponer de planes de respuesta y control de emergencias y contingencias, operativos y mantener a
las comunidades informadas sobre el nivel de riesgo
y acciones de prevención y control establecidas por
la empresa en sus instalaciones.
Este Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR–
PDVSA, 2001; García, 2006) debe contemplar como requerimiento mínimo los elementos siguientes:
1. Liderazgo y Compromiso (LYC).
2. Información de Seguridad, Higiene y Ambiente
(ISHA).
3. Análisis de Riesgos (ADR).
4. Manejo del Cambio (MDC).
5. Procedimientos Operacionales (PRO).
6. Prácticas de Trabajo Seguro (PTS).
7. Seguridad, Higiene y Ambiente de Contratistas
(SHAC).
8. Integridad Mecánica de los equipos (IME).
9. Cumplimiento de Leyes, Normas y Estándares de
Seguridad, Higiene y Ambiente (CLN).
10. Respuesta y Control de Emergencias y Contingencias (RCEC).
11. Adiestramiento (ADI).
12. Revisión Pre–Arranque (RPA).
13. Investigación de Accidentes, Incidentes y Enfermedades Profesionales (IAIE).
14. Evaluación del Sistema (EDS).
Desarrollo energético en Venezuela
491
La Figura 4, muestra la conformación del sistema
para el mejoramiento continuo de la gestión en Seguridad Industrial (Gerencia de Seguridad de los Procesos
GSP, Norma API 750, Higiene y Salud Ocupacional y
Ambiente; Norma ISO 14001).
d) Rescatar las mejores prácticas de la filosofía de Confiabilidad Operacional, aplicadas a programas cero fallas (mediante búsqueda de causas raíces
de problemas recurrentes que afectan el nivel de disponibilidad de la capacidad productiva de las refinerías),
mantenimiento centrado en confiabilidad, Programas de
Mantenimiento Mayor, Paradas de Plantas, Mantenimiento Preventivo y Mantenimiento Predictivo, Procedimientos Operativos, de Mantenimiento, de Apoyo Técnico y de Seguridad, la operación dentro de las condiciones de diseño y análisis de funcionabilidad/criticidad de
equipos instalaciones y sistemas.
La adopción de la filosofía de “Confiabilidad Operacional” mostrado en la Figura 5, persigue garantizar la continuidad operativa y la duración de los activos orientada
hacia una operación con cero fallas, mediante búsqueda
de causas raíces de problemas recurrentes, mantenimiento centrado en confiabilidad durante el ciclo de operación normal –fundamentado en inspección basada en
riesgo, mantenimiento preventivo y programado– y análisis de funcionabilidad/criticidad de equipos instalaciones
y sistemas para garantizar que la operación normal de
plantas se realice dentro de “la ventana operacional” definida por las condiciones de diseño.
e) Reimplantar los Procedimientos utilizados para el
manejo de control de cambios originados por eventuales
modificaciones/cambios menores de las Plantas e Instalaciones, así como para su ejecución.
f) Aplicar los Procedimientos para la Visualización,
Conceptualización, Definición, Desarrollo y Ejecución de
Proyectos Mayores.
RETROALIMENTACIÓN
9. Cumplimiento de Leyes, Normas y Estándares de
Seguridad, Higiene y Ambiente (CLN).
8. Integridad Mecánica. (IME).
7. Segiridad, Higiene y Ambiente de Contratistas (SHAC).
6. Prácticas de Trabajo Seguro (PTS).
5. Procedimientos Operacionales (PPO).
4. Manejo del Cambio (MDC).
3. Análisis de Riesgos (ADR).
2. Información de Seguridad, Higiene y AMbiente (ISHA).
14. Evaluación
del Sistema
(EDS)
EVALUACIÓN
Figura 4. Enfoque de mejoramiento continuo de SIR-PDVSA. Tomado del Manual de Seguridad
Industrial PDVSA-S-06 (2001)
1. Liderazgo y
Compromiso
(LyC)
MOTOR
ELEMENTOS OPERATIVOS
492
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
IBR
ACBR
ACR
Acciones Correctivas Permanentes
Operacionales
Preventivas
>Controles
>Tareas
LC
>Rediseños/Mejoras
>Degradación
>Ensuciamiento
>Rotura
>Tareas Preventivas/Correctivas
>Análisis Funcionalidad/Criticidad de
Equipos, Instalaciones y Sistemas
> Análisis/Jerarquización
Sistemas
> Identificación Modos de Falla
MCC
Figura 5. Modelo metodológico de confiabilidad operacional en refinación.
Problemas
(dentro “ventana operacional”
condiciones de diseño)
Operación Normal
Ciclo de Operación
>Evaluación de Impactos
>Soporta toma de Decisión
Parada
Programada
Alcance Óptimo
>Evaluación del Equipo
>Plan Óptimo de Inspección
Centro de
Orientación
en Energía
Modelo Metodológico-Sinergia
CONFIABILIDAD OPERACIONAL
Desarrollo energético en Venezuela
493
494
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
g) Potenciar la capacidad de la gente, fundamentando
la gestión de recurso humanos en el Adiestramiento Basado en Competencias/Unidades del Conocimiento y el
Liderazgo Supervisorio/Técnico y Gerencial centrado en
un modelo de excelencia operacional.
h) Ratificar el Compromiso de dirigir el accionar de la
Gerencia de Refinacion Venezuela bajo los principios de
la Responsabilidad Social Empresarial, enmarcando su
mejora continua y crecimiento en la protección y cuidado del medio ambiente, así como en su genuina contribución con el progreso de la sociedad, sin distraer su
gestión con actividades que no le competen.
REFERENCIAS
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producción de las refinerías de Venezuela. Caracas,
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PDVSA, SIR–PDVSA. (2001). Lineamientos del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (Norma SI–S–06
Agosto 2001).
Desarrollo energético en Venezuela
495
9. DESARROLLO ENERGÉTICO Y
RIESGOS AMBIENTALES
Ing. Aníbal Alarcón Díaz
Para definir cuáles son los riesgos o potenciales consecuencias sobre el ambiente que producen el alto consumo energético requerido por la sociedad moderna, se
hace necesario definir en primer término qué entendemos por “desarrollo energético” y en este punto quisiéramos hacer una aclaratoria, en realidad estamos hablando
de desarrollo humano y de los requerimientos energéticos
que están asociados al tipo de sociedad y desarrollo que
la especie humana escogió desde casi sus orígenes, cuando dejó de ser una especie más en equilibrio ecológico,
para convertirse literalmente en la forjadora de su propio
destino.
Semejante decisión cultural y social hasta ahora no ha
sido posible armonizarla totalmente con el ambiente; el
crecimiento humano sin control ecológico, los altos requerimientos de producción de alimentos, las exigencias
de sobrevivir en regiones y climas extremos, y las comodidades que hemos desarrollado para hacer la vida más
placentera vienen acompañados de un consumo de energía muy superior al de cualquier otra especie animal del
planeta. Para contrarrestar los efectos adversos de este
modelo, el ser humano ha venido apostando a su capacidad racional para comprender mejor las relaciones de la
sociedad con la naturaleza, utilizando modelos de desarrollo que podríamos englobar en el famoso concepto de
“Desarrollo Sostenible” y a la más poderosa herramienta
que el ser humano posee para transformar el entorno y
los efectos que producimos en él: la tecnología.
496
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Lo anterior nos lleva a entender en primer lugar que
el desarrollo humano es básicamente energético, es totalmente dependiente de nuestra capacidad de producir
energía, y en segundo lugar a asumir la necesidad de
encontrar la fórmula que nos permita seguir generando
energía para nuestro desarrollo sin agotar los recursos
del planeta o quizás al planeta mismo. Bajo este concepto de desarrollo energético es que intentaremos explicar
los riesgos ambientales de esta visión y algunas luces de
los intentos que desarrolla la sociedad moderna para minimizar estos riesgos.
La producción de energía ha venido evolucionando
vertiginosamente desde que pasamos de una sociedad
netamente rural al advenimiento de la Revolución Industrial a mediados del siglo XVIII que cambia en forma radical nuestro desarrollo y el uso de los recursos
naturales, el uso masivo de la energía eléctrica que se
inicia en el siglo XIX y el impresionante desarrollo tecnológico del siglo XX y lo que va del siglo XXI.
De manera que la producción y consumo de energía
eléctrica ha sido el centro de atención desde la aparición
de la sociedad moderna tal como la conocemos hoy día,
hemos construido todo un sistema de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica que nos ha
permitido disponer de este tipo de energía literalmente en
casi cada rincón del planeta.
Ahora bien, a pesar de que la transmisión y distribución de electricidad presentan riesgos ambientales, estos
son bastante menores que los impactos y riesgos ambientales que producimos en la fase de generación, y es
en esta fase del sistema en la que nos concentraremos
en este capítulo.
Las fuentes de energía que actualmente utilizamos se
han dividido tradicionalmente en dos grandes segmentos,
las energías renovables, que comprenden aquellas de
fuentes prácticamente inagotables o cuyo proceso de reversión o reposición es más rápido que la velocidad en
Desarrollo energético en Venezuela
497
que las consumimos y las energías no renovables que al
contrario de las anteriores, son finitas o se revierten a
una velocidad menor que la de consumo.
Sin embargo, si nos concentramos en la generación de
energía eléctrica y el uso de combustibles fósiles podemos hablar de energías tradicionales y energías alternativas, concepto arbitrario que coloca dentro de las tradicionales la producción de energía eléctrica a partir de
combustibles fósiles y al resto de las energías las coloca
como alternativas, a pesar de que podríamos considerar
la energía hidroeléctrica como una fuente tradicional.
Aceptando el concepto anterior, nos referiremos a los
siguientes tipos de energía:
Tradicionales: Termoeléctrica a partir de derivados del
petróleo, del gas y del carbón, y
Alternativas: Hidroeléctrica, Termonuclear, Eólica, Solar y otras alternativas que comprenden el uso de biocombustibles principalmente.
Hasta los momentos el uso de energía eléctrica ha
sido dominado por la producción termoeléctrica o primaria que en la última década ha ocupado casi constantemente el 88% de la producción total (ver Cuadro 1), es
el sistema de generación que mayor cantidad de impactos ambientales ha producido y que presenta un mayor
riesgo ambiental a excepción de la termonuclear.
Si analizamos más a fondo el comportamiento de las
tendencias en el uso de energías para la generación de
electricidad (ver Cuadro 1), observaremos que el crecimiento de las energías alternativas diferentes a la termonuclear e hidroeléctrica ha sido, con respecto a sus
propios valores, impresionante, las energías llamadas renovables y que incluyen la eólica, la solar, biomasa y
biocombustibles ha experimentado un crecimiento del
260,74% en términos de toneladas equivalentes de crudo,
esto indica que la tendencia a utilizar energías alternativas se ha visto potenciada por políticas gubernamentales,
498
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Cuadro 1. Consumo de Energía (Millones de toneladas de
crudo equivalentes). Fuente: British Petroleum (2012) BP
Statistical Review of
review, Págs. 35-41.
World
Año 2001
Tipo de
Energía
Consumo (%)
Energy
2012.
bp.com/statistical
Año 2011
Consumo
(%)
Variación
(%)
Primaria
9.434
88,37
11.977,8
88,31
26,96
Hidroeléctrica
587,2
5,5
791,5
5,84
34,79
Nuclear
600,8
5,63
599,3
4,42
-0,25
Renovables
54
0,51
194,8
1,4426
2,61
Total
10.676
100
13.563,4
100
27,05
las cuales generalmente se basan en subsidios o en incentivos económicos debido a la poca rentabilidad de la
mayoría de las energías alternativas hoy día.
Podríamos entonces pensar que si el desarrollo tecnológico sigue avanzando en el aumento de las eficiencias
y la disminución de los costos de las energías alternativas, deberíamos esperar que las energías alternativas
ocupen un lugar importante en la generación eléctrica
ayudando a disminuir notablemente los impactos y riesgos ambientales de las fuentes tradicionales.
Sin embargo, no estamos hablando del corto plazo, si
observamos los mismos números, veremos que a pesar
del importante crecimiento de las energías alternativas
eólica, solar y biocombustibles, también es cierto que su
participación es sumamente pequeña y debido a esto no
logran impactar la presencia de otras fuentes.
La energía termoeléctrica o primaria ocupo el 88,37%
de toda el consumo eléctrico mundial en el año 2001 y
Desarrollo energético en Venezuela
499
esa cifra se mantiene prácticamente igual en el año 2011
en un 88,31% de la producción total, por lo tanto sigue
siendo entonces esta fuente de energía la más importante
por cifras mucho mayores que cualquier otra fuente.
Es importante resaltar que las energías hidroeléctrica
y nuclear se mantienen prácticamente igual con una
tendencia muy leve hacia la disminución. En el caso de
la energía nuclear hemos visto en los últimos tiempos
una desaceleración en su crecimiento, muy posiblemente
debido a la incertidumbre que todavía presenta esta tecnología con relación a la seguridad de su operación y los
devastadores efectos que produce sobre el ambiente y la
salud humana cualquier evento o accidente inesperado,
entre los que cabe mencionar los eventos de Three Mile
Island en Pennsilvannia el 28 de marzo de 1979, Chernobyl en la antigua URSS el 26 de abril de 1986 y el
accidente de Fukushima en Japón el 11 de marzo de 2011.
Las tendencias de inversión en los diferentes tipos de
energía serán discutidas más adelante en este capítulo.
9.1 Contaminación
La generación termoeléctrica tradicional mediante la
quema de carbón y combustibles fósiles representa hoy
día más del 80% de la electricidad que se genera en el
mundo (ver Cuadro 1), y los contaminantes más importantes son generados por este sector de manera que cualitativa y cuantitativamente es el segmento de mayor
atención a la hora de considerar riesgos ambientales relacionados con el sector energético.
La generación de energía termoeléctrica presenta
como toda industria diversas formas de contaminación
ambiental, desde generación de desechos hasta la generación de gases de efecto invernadero responsables del
cambio climático global de origen antropogénico, pasando por la generación de efluentes líquidos; sin embargo
en este capítulo nos enfocaremos principalmente en las
500
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
emisiones atmosféricas especialmente en los gases de invernadero debido a la importancia de sus efectos comparado con otros contaminantes y las restricciones de
longitud que se requieren en este capítulo.
Debido a la quema de combustibles fósiles o carbón
en las centrales termoeléctricas debemos esperar emisiones de Óxidos de Azufre, Óxidos de Nitrógeno y Dióxido
de Carbón, este último principal responsable de los cambios climáticos que experimenta el planeta debido al
efecto invernadero1.
Los óxidos de azufre son emitidos por la oxidación (en
el proceso de combustión) del azufre presente en los
combustibles fósiles y el carbón, la mayor parte de estas
emisiones están compuestas por S02, pero entre el 1-5 %
del S02 está en forma de Trióxido de Azufre (SO3). Ambos compuestos forman ácidos en su contacto con el
agua, el H2S03 proveniente de la disolución del SO2 y el
H2S04 de la disolución del S03 en agua, ambos compuestos son responsables de la lluvia ácida2.
En este caso, los esfuerzos en la industria de los combustibles fósiles por disminuir el contenido de azufre y
en la reducción del uso del carbón como fuente ha contribuido notablemente en la reducción de las emisiones
de S02 a nivel global, a pesar de que se observa un
crecimiento sostenido de los niveles globales de SO2 desde
prácticamente mediados del siglo XIX hasta la década de
los 70 en el siglo XX3,4.
Luego de la década de los 70 se observa una reducción importante de estas emisiones, basados en las observaciones de Smith et al.4, las emisiones de S02 alcanzan
un máximo de aproximadamente 150.000 Gg S02 para
disminuir hasta niveles menores a 110.000 GgS02 en el
año 2000, lo cual nos coloca en cifras parecidas a las
emitidas en los años de la década de los 50, un avance
significativo pero lejano a los niveles del comienzo del siglo
XX que se encontraban alrededor de 20.000 Gg S02.
Desarrollo energético en Venezuela
501
Estos mismos autores llaman la atención ya que en el
año 2005 los estimados están cercanos a los 115.000 Gg
S02, cifras parecidas a las emisiones de la década de los
70, este incremento se debe principalmente al desarrollo
económico de la China, y al uso de combustibles con
alto contenido de azufre en ese país3.
Los óxidos de nitrógeno se forman debido a la combustión a altas temperaturas de los combustibles fósiles;
estas emisiones contribuyen a la formación del smog
(concentración de ozono a nivel de suelo). Los efectos
más importantes son la generación de problemas respiratorios en los seres humanos y la afectación de sembradíos. Al igual que el SO2 los NOx contribuyen en la
formación de la lluvia ácida, y son una de las fuentes
causantes de la eutrofización de los cuerpos de agua5.
Originalmente las fuentes más importantes de generación de óxidos de nitrógeno eran los vehículos automotores y las plantas termoeléctricas. El esfuerzo por reducir
los contaminantes atmosféricos y en especial los NOx
han impactado positivamente; el avance tecnológico alcanzado en el diseño de sistemas para le reducción de
emisiones de NOx en plantas de generación utilizando
combustibles fósiles ha permitido obtener resultados en
la reducción de las emisiones de hasta un 50% 6,7.
En la actualidad podemos observar que la tendencia
es que la contribución de la generación de NOx por parte de las plantas termoeléctricas alcanza un promedio de
aproximadamente un 20% de las emisiones totales5.
Especial consideración hay que tener con las emisiones de mercurio elemental provenientes de las plantas
operadas por carbón. El mercurio en ese estado químico
se deposita muy lentamente y puede transportarse a
grandes distancias convirtiéndose en un problema global.
La otra forma de emisión es el mercurio iónico u
oxido de mercurio, el cual se disuelve fácilmente en
agua y es mucho menos volátil que en su forma ele-
502
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
mental, de manera que al recorrer menos distancia entra
en la cadena alimenticia más rápidamente.
Luego de que el mercurio se deposita bien sea como
oxido o en su forma elemental, los procesos biológicos lo
transforman en un componente altamente tóxico llamado metil-mercurio, este aspecto será una de las variables
ambientales más importantes conjuntamente con la emisión de gases invernadero con que se estará evaluando el
desarrollo de las plantas operadas con carbón en el futuro5.
Tal como se menciona anteriormente en este capítulo,
el tema de mayor importancia generado por el desarrollo
energético es el cambio climático producido por los gases
de efecto invernadero entre los cuales están el CO2, el
CH 4 y el N 2O, tema que trataremos en detalle en la
próxima sección.
9.2 Cambio Climático
Los gases en la atmosfera contribuyen al calentamiento global en forma directa o indirecta, se considera directa cuando el gas emitido absorbe radiación e indirecta
cuando el gas que se emite se transforma químicamente
en otro gas capaz de emitir radiación. Debido a que el CO2
es el gas más abundante e importante, toda la familia de
los gases de efecto invernadero se expresan como CO2 eq8.
Desde 1750 la concentración de CO2 a nivel global se
ha incrementado en un 39%8, experimentando un crecimiento vertiginoso de un 70% en el período comprendido
entre 1970 y 2004. Durante el período 1995–2006 se
presentaron los once años más cálidos de la superficie
del planeta desde el año 1850, se observa que es un
aumento distribuido en todo el planeta, aunque se ha
acentuado en las regiones septentrionales superiores y en
las regiones terrestres se ha calentado a mayor velocidad
que en los espacios acuáticos, todo esto de acuerdo a los
reportes presentados por el Grupo Intergubernamental de
Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC)9.
Desarrollo energético en Venezuela
503
La emisión de los gases de efecto invernadero pueden
ser de origen natural y origen antropogénico, las investigaciones de la IPCC sugieren fuertemente que el incremento de la temperatura luego de la revolución industrial se debe principalmente a las actividades humanas,
especialmente por el uso de motores de combustión en el
transporte, la generación de energía eléctrica y la industria en general9.
La fuente principal de dichas emisiones es la combustión de combustibles fósiles, los cuales representan cerca
del 94% de las emisiones de CO2 eq en el 2011, sin embargo es importante mencionar que las emisiones de CO2
eq debido a la generación de energía eléctrica representaba solo el 36,54% en el año 1990, incrementándose a
38,41% en el año 20118.
El calentamiento global de acuerdo a los diferentes
informes del IPCC es inequívoco, los resultados de este
fenómeno se observa claramente en el aumento promedio de las temperaturas del aire y del océano, la fusión de
nieves y hielos y el aumento promedio del nivel del mar9.
Según el IPCC (Panel Internacional de Expertos en el
Cambio Climático), el calentamiento global de la Tierra
tendrá efectos graves en el clima, la atmósfera y la
biodiversidad, uno de los efectos directos principales es la
disminución de los niveles del hielo en los Polos lo cual
traerá consigo un aumento de los niveles del mar e
inundaciones de zonas bajas; de manera que se estarán
afectando los ecosistemas, la agricultura y el bienestar de
la humanidad en general.
Las consecuencias observadas hasta nuestros días han
sido compiladas por la IPCC9 en una lista que trataremos de resumir a continuación:
o El nivel del mar ha aumentado en una tasa promedio de 1,8 mm anuales entre 1961 y 2003,
incrementándose a 3,1 en el período 1992-2003.
504
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
o Desde 1993 el nivel del mar ha ido incrementando
sus niveles, las causas son: la dilatación térmica de
los océanos que representa aproximadamente un
57%, la disminución de los glaciares y de los casquetes de hielo que contribuyen en un 28% y las
pérdidas de los mantos de hielo polares que repre
sentan el resto.
o La extensión de los hielos marinos árticos ha disminuido en un 2,7 % desde 1978.
o La extensión máxima de suelo estacionalmente
congelado se ha reducido en un 7% en el Hemisferio Norte.
o Entre 1900 y 2005 se ha observado que las precipitaciones han aumentado considerablemente en algunas regiones orientales de América del Norte y
del Sur, en el norte de Europa y en el Asia septentrional y central, mientras que ha disminuido en el
Sahel, en el Mediterráneo, en el sur de África y en
algunas regiones del sur de Asia.
o Se han observado cambios importantes en la activi
dad ciclónica tropical intensa en el Atlántico Norte
desde 1970, un fenómeno parecido se ha observado
en otras regiones donde la calidad de los datos recolectados es dudosa por lo que no es posible aún
tener conclusiones definitivas al respecto.
o Se han producido cambios negativos en los sistemas
de gestión agrícola de las latitudes superiores del Hemisferio Norte.
o Se observa un aumento de la mortalidad causada
por el calor en Europa, cambios en los vectores de
enfermedades infecciosas en ciertas partes de Europa y aumentos de la producción de pólenes alergénicos en el Hemisferio Norte.
Los esfuerzos de la humanidad con relación a las medidas para reducir los efectos del cambio climático parecieran ser insuficientes para alcanzar la meta establecida
Desarrollo energético en Venezuela
505
por la ONU de fijar un aumento de 2 oC sobre los niveles promedio de temperatura global con relación a los
niveles pre industriales10.
De acuerdo a todos los escenarios evaluados por la
IPCC es posible concluir que no veremos una estabilización y posterior disminución de las emisiones de CO2 eq
antes del año 20409. Las tendencias mundiales muestran
que el uso de los combustibles fósiles sigue siendo el esquema más utilizado para la generación de energía eléctrica, de hecho el tema central en todo esto es que el
mundo se seguirá desarrollando y por lo tanto demandando mayor producción de energía para poder cubrir
este crecimiento.
Últimamente debido a las medidas que se han implantado en los países desarrollados, éstos han mostrado
una tendencia sostenida hacia la disminución de las emisiones de CO2 eq, por lo que deberíamos esperar una
disminución de las emisiones globales, sin embargo los
resultados muestran una tendencia hacia el aumento de
las emisiones globales, y la causa parece concentrase en
la irrupción en la economía mundial de países en vías de
desarrollo como China e India11.
De hecho se observa claramente que la contribución
de las emisiones globales de CO2 eq por los países en
desarrollo se incrementaron de 36% para el año 2008 a
70% en el año 2011, donde China es responsable por el
41% del aporte, India el 11% y el otro 18% por el resto
de los países del mundo en desarrollo.
Garnaut11 establece que si no hay cambios significativos en las tendencias de desarrollo mundial y las políticas de protección no hay argumentos para pensar que
las emisiones de CO2 eq muestren resultados que estén
acordes con las metas establecidas por la ONU, de hecho
se espera que en el escenario de seguir las cosas como
están [business as usual (BAU)] las emisiones de CO2 eq
se duplicarán en el período comprendido entre el 2005 y
el 2030.
506
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
La IEA12 plantea que la demanda mundial de energía
se incrementará en un tercio hasta el año 2035, donde
China y el Oriente Medio representarán el 60% de dicho
aumento.
Sin embargo, este organismo tiene una visión más optimista a pesar de que no se ha observado que se estén
logrando las metas al nivel planteado en los acuerdos
internacionales, esto se debe a hechos como que China
ha establecido una reducción del 16% en la intensidad
energética13, USA está implantando serias medidas de reducción que ya comienzan a aparecer en las mediciones,
Europa se ha comprometido con una reducción del 20%
y Japón del 10%.
Bajo estas premisas la IEA proyecta que las emisiones
de CO 2 eq comenzaran a disminuir a partir del año
2020, pero el efecto persistirá esperando un incremento
de la temperatura global a largo plazo de 3 oC, escenario
que si bien no cumpliría con la meta de 2 oC aparece
como más prometedora.
Estas proyecciones no incluyen las previsiones de asumir que en el mundo hay actualmente 1.300 millones de
personas que no tienen acceso a la electricidad y cerca
de 2.600 millones que no poseen acceso a instalaciones
modernas para cocinar, de manera que cualquier esfuerzo serio por disminuir la pobreza entraría en contradicción con las cifras presentadas por la IEA.
9.3 Cambio Climático, Caso Venezolano
En el caso venezolano, la información oficial está contenida en la “Primera Comunicación Nacional en Cambio Climático de Venezuela”, elaborada por el Ministerio
del Ambiente14; es importante hacer énfasis que si bien
es cierto que este informe o primera comunicación es del
año 2005, la data utilizada está basada en el Inventario
Nacional de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
realizado por la Dirección General de Cuencas Hidro-
Desarrollo energético en Venezuela
507
gráficas del Ministerio del Ambiente en el año 199915, y
será la reflejada más adelante por ser la data oficial.
De acuerdo a este informe, Venezuela representaba en
el año 1999 apenas el 0,48% de las emisiones mundiales
de CO2 eq, las cuales ascendían a una producción per
cápita de 1,3 tm de carbón. En el año 1999 las emisiones
totales de CO2 en Venezuela fueron de 114.147 Gg, cifra
que disminuye a una emisión neta de 99.787 Gg si le
sustraemos los 14.360 Gg de CO2 eq absorbidos por el
sector uso de la tierra y silvicultura. Es importante resaltar que este nivel de emisiones ubicaba a Venezuela entre los países de pocas emisiones.
Esta característica de ser un país de pocas emisiones,
a pesar de ser uno de los principales productores y
exportadores de petróleo en el mundo, se debe a la alta
utilización de la energía hidroeléctrica que para 1999 representaba el 70% de la producción de energía total nacional13.
La situación para el año 2011 podría variar de alguna
manera ya que ciertas condiciones han cambiado a través de esta última década, en primer lugar la población
venezolana ha aumentado de 23.054.210 habitantes en
el 2001 a 28.946.101 habitantes en el 2011 año, esto de
acuerdo a los resultados de los dos censos realizados por
el Instituto Nacional de Estadística en ambas fechas16,17,
por otra parte el parque de generación ha eléctrica ha
crecido en la última década en 6.461 MW de acuerdo a
la información suministrada por CORPOELEC18, de los
cuales 4.311 MW son nuevas plantas termoeléctricas y
2.150 a plantas hidroeléctricas, aumentando el componente de generación termoeléctrica con relación a la hidroeléctrica, de acuerdo a esta institución la generación
hidroeléctrica actual es de 62% del total nacional, mientras que en el año 1999 era de cerca de 70% tal como se
comentó anteriormente13. A este cambio habría que sumarle que debido a la escasez de gas que ha sufrido
Venezuela en los últimos tiempos muchas de estas plan-
508
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
tas estarían operando con combustibles líquidos, lo cual
podría estar incrementando nuestras emisiones globales
de CO2 eq.
Un aspecto importante a tomar en consideración es
que Venezuela no cuenta con una red estable de información de mediciones de calidad del aire que permita
determinar los cambios climáticos o de contaminación
atmosférica en el país, sin embargo es importante resaltar que a pesar de que el desarrollo energético de la
última década ha estado centrado mayormente en generación termoeléctrica (aproximadamente 67%) es también cierto que tenemos combustibles más limpios y
sistemas de generación de tecnologías modernas, por lo
que no deberíamos esperar un aumento de las emisiones
de SOx y NOx que incrementen el efecto de lluvia ácida
o el smog fotoquímico debido a generación eléctrica. Sin
embargo, aunque no es tema de este trabajo, debido a la
existencia de un parque automotor anticuado y de bajo
mantenimiento, es de esperar que las emisiones de oxidantes hayan aumentado, incrementando el efecto del
smog fotoquímico y las emisiones tóxicas de monóxidos
de carbono.
Debido a lo anterior no es posible concluir cuál sería
la proyección de la situación actual con relación a las
emisiones de CO2 en Venezuela, si podríamos afirmar
por el tamaño relativamente pequeño de nuestro país
que seguimos siendo un aporte no determinante en las
emisiones globales del planeta, y que muy posiblemente
estemos dentro de o cercanos a los promedios de los
países que producen pocas cantidades de CO2 en el mundo, pero por otra, varios de los reportes analizados anteriormente en este capítulo afirman que cada vez más el
mundo en desarrollo va tomando mayor importancia en
la ecuación de generación de CO2 eq con relación a los
países desarrollados por lo que es altamente conveniente
que las autoridades venezolanas hagan un nuevo inventario que nos permita conocer cuáles son las nuevas tendencias y determinar si los cambios proyectados
Desarrollo energético en Venezuela
509
2020-2060 por el informe del Ministerio del Ambiente en
el capítulo 5 de dicho informe13 deben ser ajustados y
por consiguiente adaptar las recomendaciones de mitigación presentadas en el capítulo 6 del mencionado informe13.
9.4 Energías Limpias
El uso de energías limpias ha sido hasta ahora, conjuntamente con diversas medidas de optimización y
concientización del uso de recursos energéticos, el enfoque principal para lograr la reducción de las emisiones
de CO2 eq y lograr los objetivos del escenario de aumentar solo 2 oC la temperatura del planeta en comparación
con la era preindustrial10.
Una de las formas de medir los efectos de las políticas
o medidas que al respecto se han venido tomando es el
índice de intensidad del carbón del sector energía que lo
que hace es medir las toneladas de CO2 emitidas para
cada unidad de energía suplida. El impacto de la crisis
petrolera de la década de los 70 produjo que se observase una reducción del índice desde 1971 hasta 1990, sin
embargo éste ha permanecido prácticamente estable desde los 90, año en el cual se estimó en 57,1 t CO 2/Tj,
pasando a 56,7 t CO2/Tj en 2010, lo que prácticamente
es una disminución de apenas 1% durante toda la década19. La consideración de estos números nos lleva a concluir que todavía hoy día a pesar de los esfuerzos
internacionales, la importancia de los combustibles fósiles
sigue siendo la variable determinante en el inventario de
los sistemas de generación eléctrica en el mundo, conclusión que coincide con mucha de la información presentada
en este capítulo.
En estas condiciones y en la búsqueda de lograr el
escenario de 2 oC presentado por la ONU10 será necesario
una disminución del índice de un 5,7% para el año 2020 y
de un 64% para el año 2050, esto de acuerdo con el IEA18.
Pero no todo es negativo en los esfuerzos que se están
haciendo actualmente, las inversiones globales en nuevas
510
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
plantas de energías limpias fueron del orden de 240
millardos de US$ en el año 2012, que si bien es cierto
que son un 11% menores a los 270 millardos de US $
invertidos en el 2011, siguen siendo cifras que se mantienen en línea con los objetivos de 2oC de la ONU de
acuerdo a las estimaciones de la IEA18, a pesar de que
se ha observado en algunos países como Alemania, Italia
y España una disminución de los incentivos económicos
a energías limpias por razones fiscales y por una mejora
en la competitividad de dichas tecnologías, también se
observa que Japón, China y Corea han incrementado
dichos incentivos.
Esto coincide totalmente con las observaciones de
Garnaut11, quien reporta que entre 2005 y 2006 la inversión en las energías eólica y solar aumentaron significativamente en forma porcentual aunque la base absoluta de comparación son cifras pequeñas y por lo tanto
dichos aumento no son todavía significativos para disminuir en forma importante las emisiones de CO2; pero si
puede afirmarse que dicho aumento en las inversiones
ha colaborado con el efecto de que las emisiones de CO2
no haya sido mayor, y mucho más importante aún que
deberán estar jugando un rol importante en la reducción
global en las próximas décadas.
El centro de Investigaciones Técnicas VTT de Finlandia en su publicación Energy Visions 20501 establece
que en el alcance los escenarios de reducción de CO2 eq
y de 2 oC para el 2050 las tecnologías de turbinas
eólicas, la energía nuclear, la generación con biomasa y
las plantas equipadas con tecnología de captura y almacenamiento de carbón jugarán un rol de primera importancia. La energía solar también tiene un potencial
importante, sin embargo será necesario que disminuyan
sus costos para que pueda alcanzar una participación
importante en el mercado para el año 2050.
Basado en lo anterior, la VTT ha hecho proyecciones
de las inversiones requeridas en función del escenario de
Desarrollo energético en Venezuela
511
2 oC y concluyen que las tecnologías de generación
eólica deberán pasar de una inversión proyectada cercana a los 50 millardos de Euros en el año 2020 a un
promedio de 300 millardos de Euros en el 2050, las
plantas con sistemas de captura de carbono deberán pasar de menos de 10 millardos de Euros en el 2020 a
aproximadamente 250 millardos de Euros en el 2050, la
generación nuclear e hidroeléctrica deberán incrementarse de una inversión proyectada menor a 50 millardos
de Euros cada una a cifras que rondan entre 200 y 250
millardos de Euros cada una en el 2050, mientras que las
inversiones en generación por combustibles fósiles no deberán pasar el promedio de 150 millardos de Euros anuales.
9.5 Energías Limpias en Venezuela
En el caso venezolano se han estado promoviendo
una serie de medidas que van a tener un impacto positivo en la reducción de emisiones de CO2 eq, estando la
mayoría de ellas bajo la coordinación de Petróleos de
Venezuela (PDVSA), entre estas iniciativas cabe mencionar a las siguientes como las más importantes:
o El desarrollo de Parque Eólicos, como es el caso del
parque de Paraguaná que está diseñado para producir 100 MW mediante 50 turbinas de 2 MW20, y
que actualmente está generando alrededor de 26
MW en su primera fase21.
o El proyecto agro energético de etanol combustible,
el cual contempla un ambicioso plan de producción
de etanol como sustituto de los aditivos oxigenados
de la gasolina a partir de caña de azúcar, arroz y
yuca22, en este plan cabe mencionar que actual
mente se está ejecutando la construcción de cuatro
complejos agroindustriales en los Estados Barinas,
Cojedes, Trujillo y Portuguesa, los cuales procesarán
10.000 tm de caña de azúcar y producir 700.000
l/d de etanol cada uno y que se espera entren en
operación hacia finales del año 2014.
512
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
CONCLUSIONES
o A nivel mundial podemos decir que el problema de
la contaminación por compuestos de azufre y smog
fotoquímico ha sido abordado correctamente y tiende a disminuir paulatinamente;
o La situación del cambio climático global es alarmante
y podría producir efectos nocivos en el corto plazo;
o La humanidad cuenta con directrices claras con las
cuales podría, con el uso de tecnologías de generación de energías limpias y con las inversiones adecuadas, lograr revertir la tendencia actual de aumento de emisiones y cambios climáticos;
o Se están haciendo inversiones importantes en investigación y desarrollo de energía limpias que permitirán disminuir los costos de implantación de estas
tecnologías;
o A pesar de que no esperamos que Venezuela sea un
país de alta producción de CO eq es preocupante
que no mantenga un programa de generación de
información que permita hacer seguimiento a los
cambios y a tomar medidas correctivas a tiempo;
o No se tiene certeza sobre el efecto global real del
parque automotor en Venezuela sobre la calidad del
aire, pero es de esperar que estemos en presencia
de un deterioro de la contaminación por oxidantes
y monóxido de carbono debido a lo anticuado del
parque.
RECOMENDACIONES
o Para encarar el tema del calentamiento global es
necesario apuntar hacia la disminución del consumo energético per cápita del mundo mediante el
desarrollo de tecnologías más eficientes y programas de modificación de conductas de consumo de
energía.
Desarrollo energético en Venezuela
513
o El desarrollo de las energías limpias requiere en es
tas primeras fases del apoyo de los Estados y sus
gobiernos.
o En el caso venezolano se hace necesario en primer
lugar establecer una red de mediciones de calidad
del aire, tener un programa de estimación de emisiones y actualizar los reportes de cambio climático.
o Las autoridades venezolanas deberían hacer un esfuerzo mayor por controlar y modernizar el parque
automotor.
o Como última reflexión, debemos ahondar más en
la capacidad de la especie humana para generar los
cambios tecnológicos y económicos que se requie ren para continuar el crecimiento como especie sin
necesidad de sacrificar el confort de las generaciones futuras.
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(NOTAS)
1
VTT Technical Research Center of Finland (2009).
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visions2050_summary.pdf, Pág 4.
Arthur C. Stern (1976). Air Pollution (3rd Edition) Vol I
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2
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3
4
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6
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Conference
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Ideas”.
New
Orleans.
7
USEPA (2013). US Environmental Protection Agency
“Inventory of U.S. Greenhouse Gas Emissions & Sinks 19902011”. USEPA, Washington D.C.
8
IPCC (2007). Cambio Climático: Informe de Síntesis.
Contribución de los Grupos de Trabajo I, II y II al Cuarto
Informe de evaluación del Grupo Intergubernamental de
Expertos sobre el Cambio Climático [Equipo de redacción
principal: Pachauri, R.K. y Reisinger, A. (directores de publicación)]. IPCC, Ginebra, 104 Págs.
9
UN (2009). XV United Nations Framework Convention
on Climate Change. Copenhagen, Denmark.
10
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517
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Garnaut, Ross (2012). Garnaut Climate Change Review
– Update 2011, Global Emissions Trends. Págs. 6-30. www.
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11
OCDE/IEA (2012). World Energy Outlook 2012, Resumen Ejecutivo (Spanish Translation). Pág. 1-10. Paris,
France. www.worldenergyoutlook.org.
12
La intensidad energética es un indicador de la eficiencia
energética de una economía. Se calcula como la relación entre el consumo energético (E) y el producto interior bruto
(PIB) de un país: I = E / PIB y se interpreta como “se
necesitan x unidades de energía para producir 1 unidad de
riqueza”. Así, Intensidad energética elevada: indica un costo
alto en la “conversión” de energía en riqueza (se trata de
una economía energéticamente voraz). Se consume mucha
energía obteniendo un PIB bajo. Intensidad energética baja:
indica un costo bajo. Se consume poca energía, obteniendo
un PIB alto. (Wikipedia: http://es.wikipedia.org/wiki/Intensidad _ energética ).
13
Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales
(2005). Primera Comunicación Nacional en Cambio
Climático de Venezuela. Caracas, República Bolivariana de
Venezuela.
14
Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales
(1999). Inventario Nacional de Emisiones de Gases de Invernadero. Dirección General de Cuencas Hidrográficas, Caracas, República Bolivariana de Venezuela.
15
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Bolivariana de Venezuela. www.ine.gob.ve.
16
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22
Desarrollo energético en Venezuela
519
10. NORMATIVA LEGAL NECESARIA
10.1. Aspectos Institucionales y Normativos
Ing. Diego González
Fortalecer la Institucionalidad y Gobernabilidad en el Sector Hidrocarburos (Petróleo y Gas
Natural).
Es necesario fortalecer la institucionalidad en el sector
hidrocarburos (petróleo y gas natural) comenzando por
la estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y en general toda la Industria Petrolera Venezolana (IPV). En
la actualidad PDVSA es manejada con criterios no empresariales ni de negocios, lo que se refleja en el incumplimiento de sus “Planes de Negocios”, principalmente en
el no incremento de la producción de petróleo y gas natural, en el desfase continuo de los proyectos, incremento
de los incidentes y accidentes, entre otras materias.
El fortalecimiento de la institucionalidad en el sector
hidrocarburos pasa por:
o Reformar la Ley Orgánica de Hidrocarburos de
2006;
o Crear un Ministerio de Energía moderno;
o Crear una Comisión Nacional de Energía independiente del gobierno de turno; y
o Crear el Ente Nacional de los Hidrocarburos.
Estas 4 reformas institucionales contribuirán a:
520
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
1. Generar confianza en Venezuela y su industria de los hidrocarburos, enviando al mundo señales
de estabilidad y legalidad que generen confianza y se
diseñen, dentro de la Ley, estrategias que faciliten la llegada de inversiones para la industria. Para ello, dentro
del marco legal vigente y luego de una rigurosa revisión
de los compromisos adquiridos, se debe satisfacer a
cabalidad los compromisos contractuales con nuestros
socios, para evitar demandas y hacer frente a los crecientes arbitrajes, situación que además de afectar el
prestigio y la seriedad de Venezuela, impacta la productividad de la industria petrolera.
2. Atraer inversiones nacionales e internacionales. La industria de los hidrocarburos venezolana requiere de cuantiosas inversiones nacionales e internacionales,
para recuperar el potencial de producción perdido y colocarlo a la altura de sus reservas. así como para mejorar
la capacidad y calidad de refinación y procesamiento y
recuperar los mercados internacionales.
En esta línea, es necesario promover y desarrollar,
respondiendo a las condiciones del mercado: La Faja Petrolífera del Orinoco, las reservas probadas no desarrolladas en áreas tradicionales, las áreas inactivas, las áreas
nuevas, el gas costa afuera, así como proyectos de Gas
Natural Licuado para exportación cuando las economías
lo justifiquen.
De igual manera debe promoverse el desarrollo de
empresas intensivas en uso de energía: Empresas
conexas; Empresas de refinación; Empresas aguas abajo
de la refinación.
3. Desarrollar el mercado nacional de energía.
En la actualidad, el mercado nacional de energía muestra un alto nivel de ineficiencia en la prestación de los
servicios y un esquema de subsidios que además de
irracionales son indiscriminados, en el cual se favorece
Desarrollo energético en Venezuela
521
por igual tanto a la población que lo necesita como a la
que no, generando un costo innecesario a la Nación. En
este sentido se plantea:
a. Apertura al capital privado nacional y extranjero en
las diferentes etapas de la cadena del negocio de hidrocarburos líquidos. Promover el desarrollo, a través del
sector privado de los sistemas de transporte y redes de
distribución de gas natural.
b. Establecer políticas que permitan suplir las necesidades del sector eléctrico de una manera coordinada. Establecer como prioritarias a la Hidroelectricidad y otras
fuentes renovables en beneficio de la economía y el ambiente.
c. Considerar a la ORIMULSIÓN, como opción para
la sustitución de otros hidrocarburos líquidos en la generación eléctrica.
d. Sustituir el esquema de subsidios indirectos por subsidios directos. El costo total de los diferentes subsidios
debe ser previsto por el ministerio correspondiente en el
presupuesto nacional. Esto permitiría adecuar progresivamente los precios de los hidrocarburos en el mercado
interno.
e. Se debe hacer más eficiente el sector transporte y
revisar el proyecto de gas natural para vehículos dirigido
al transporte público, por lo que los subsidios estarán
orientados a los sectores más pobres de la población.
f. Las políticas orientadas a racionalizar los subsidios
deben ser acompañadas de un proceso educativo tal, que
la población las entienda y con las medidas compensatorias apropiadas para evitar daños sociales.
4. Petroquímica, el negocio petrolero del futuro. El desarrollo petroquímico es prioritario para el futuro del país, por lo que se deben diseñar planes atractivos
para la inversión en esa industria y convertirla en eje del
desarrollo agroindustrial, que será, en conjunto con los
otros parques industriales que hay que desarrollar en Ve-
522
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
nezuela, la base de un país próspero capaz de producir y
exportar generando empleos y calidad de vida. Este aspecto debe ser el reflejo de actitudes que nos permitan
superar la mentalidad rentista y sustituirla por la utilización de las ganancias petroleras en proyectos que generen una productiva dinámica socioeconómica en la
sociedad.
5. Superar el petro-estado y acercar la renta a
los ciudadanos
La relación Estado-Sociedad con respecto a la actividad petrolera reclama una separación del poder político
del poder económico para lograr un equilibrio de fuerzas,
por lo que debe replantearse la propiedad del recurso y el
manejo de los ingresos provenientes del petróleo. En este
sentido se propone lo siguiente:
a. Distinguir claramente y de acuerdo al marco constitucional vigente, la propiedad de las acciones de
PDVSA. La propiedad del recurso en el subsuelo es de
todos los venezolanos, representados por la República.
Por otro lado corresponde al Estado la conservación de
las acciones de PDVSA o de cualquier otra empresa creada para su explotación; y
b. El excedente económico que se origine en la actividad petrolera, que corresponde a la Nación, será destinado
totalmente1 a la creación del FONDO VENEZUELA, que
será el fondo de ahorro y patrimonio de los venezolanos.
Este fondo promoverá la estabilidad fiscal y el uso reproductivo de los ingresos petroleros.
El Fondo Venezuela debe ser preservado y aumentado
en su valor real2 mediante inversiones eficientes y seguras, y su rendimiento será entregado directamente a
cada venezolano a través de cuentas individuales.
El Fondo será administrado en forma autónoma por
una representación calificada de la sociedad venezolana,
elegida por las 2/3 partes de la Asamblea Nacional.
Desarrollo energético en Venezuela
523
6. Innovar en Aspectos Financieros. Se debe valorar la posibilidad de utilizar figuras de comprobado éxito en otros países, tales como la colocación de proyectos
de hidrocarburos en la bolsa de valores, para dinamizar
el flujo de capitales y otras innovaciones existentes en el
mercado petrolero internacional. La idea es innovar para
lograr el desiderátum de transformar la riqueza petrolera
en calidad de vida de los venezolanos.
7. Petróleo y Geopolítica. En la actualidad se ha
utilizado al petróleo como arma geopolítica ocasionando
controversias con países que representan mercados naturales para nuestros productos. Adicionalmente, con la excusa de ampliar mercados, se han establecido acuerdos
comerciales lesivos a los intereses del país. En este sentido
se deberán revisar los acuerdos y convenios bilaterales y
acondicionarlos a los mejores intereses de nuestra Nación.
Con estas orientaciones se busca hacer uso de las ventajas comparativas que significa para Venezuela los ingentes recursos de hidrocarburos que posee, como pivote
para el desarrollo de una economía diversificada que genere niveles de desarrollo y calidad de vida a todos los
venezolanos. La medida del éxito en el largo plazo, será
observar que en el futuro podamos ver la industria petrolera como una industria más dentro de un contexto
de un país desarrollado. Debemos convertir la crisis que
actualmente vivimos en una gran oportunidad, haciendo
las cosas de manera diferente, para lograr resultados diferentes.
I . Propuesta de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2006
Se hace necesaria la reforma de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos vigente, para incorporar las propuestas
anteriores. Esta nueva Ley tendrá como base la siguiente exposición de motivos:
(…) La legislación nacional vigente en Venezuela en
materia de hidrocarburos no gaseosos y sus derivados se
524
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
caracteriza por el exceso, la dispersión y la contradicción
entre sus componentes, al no responder a una Política de
Estado definida y responsable, que tenga por objetivo desarrollar con el mayor rendimiento y los mayores beneficios para la Nación las diversas potencialidades del país
en esta materia.
Esa legislación, en particular la Ley cuya reforma se
propone, la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2006, se
caracterizan por su fuerte centralismo (concentración de
las decisiones en el Poder Ejecutivo) en detrimento de la
necesaria autonomía operativa de las empresas estatales
y privadas, así como por el exceso de discrecionalidad
que atribuye al Ejecutivo Nacional en la toma de decisiones y al momento de ejercer el control sobre los operadores públicos y privados del sector.
Asimismo, tanto esa Ley Orgánica de Hidrocarburos
de 2006 como la Ley de Regularización de la Participación Privada en las Actividades Primarias Previstas de
2006, el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de
Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de
los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas de 2007 y la Ley sobre los Efectos del Proceso de Migración de Empresas Mixtas de los Convenios
de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; muestran, en desprecio de la amplitud que muestra la Constitución de 1999 en este aspecto, mucha precariedad e
insuficiencia al fijar los cauces o formas de participación
privada en las actividades de hidrocarburos y sus derivados en el país (a nivel de actividades primarias, sólo mediante empresas mixtas estatales), desaprovechando las
oportunidades constitucionales para incentivar, promover
y aumentar en materia petrolera la inversión privada,
nacional y extranjera, y lograr el aumento de empleos,
producción de bienes, pago de tributos y compromisos de
responsabilidad social a favor de las comunidades.
La discrecionalidad para la operación de las actividades primarias en las empresas mixtas, el otorgamiento de
Desarrollo energético en Venezuela
525
licencias y permisos, la revocatoria de éstos, la declaratoria de servicios públicos y la fijación de precios de servicios y de bienes en forma unilateral, generan inseguridad
jurídica a la inversión privada, desconfianza en las instancias de control y desestimulo a mantener y aumentar
las inversiones en las diversas actividades, pues no existe
suficiente estabilidad jurídica y garantías con la actual
legislación para lograr que hayan más actores interesados en quedarse en Venezuela y en traer nuevas inversiones para desarrollar actividades primarias, de refino,
industriales o de comercio interno, entre otras.
Tan o más grave que lo anterior, es la vigencia de
leyes como las de Regularización, Migración y de Efectos
antes mencionadas, como la Ley Orgánica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles Líquidos y la Ley Orgánica que Reserva al Estado Bienes y
Servicios Conexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos, cuyas normas, en general, han permitido la
comisión por el Ejecutivo Nacional de graves violaciones
a los derechos de propiedad de particulares tanto nacionales como extranjeros que realizaban actividades primarias, actividades conexas a dichas actividades primarias y
actividades de distribución, almacenamiento y comercialización de bienes derivados de hidrocarburos, como
son los combustibles líquidos, con nefastas consecuencias
en el ámbito laboral, tributario, de prestación de servicios
a la industria petrolera estatal y sobre el patrimonio de
la República, que en lugar de servir a la prestación de
servicios de seguridad, salud y educación, está siendo y
seguirá siendo utilizado para indemnizar esas violaciones.
Para agravar lo expuesto, rige en nuestro país, oculto
bajo un falso discurso nacionalista que cada día empeora
el atractivo de invertir en materia de hidrocarburos en
Venezuela, un obsoleto sistema de regalías y tributación
desproporcionado, estructurado en forma desordenada y
coyuntural, que no permite obtener los ingresos patrimoniales y tributarios y los beneficios sociales que deberían
percibir el Fisco Nacional y la familia venezolana por las
526
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
actividades en materia de hidrocarburos, y que genera
fuertes desestímulos a la vez la inversión privada nacional y extranjera en Venezuela, haciéndole perder frente a
sus competidores opciones de recibir inversiones para la
explotación del negocio petrolero a favor de la Nación.
Básicamente, este sistema opera como una barrera
más a la inversión, lo cual se ha agravado con la creación en 2011 de los impuestos a los precios extraordinarios y a los precios exorbitantes, no porque no tenga el
Estado en nombre de la Nación derecho a tributar y
obtener mayor ganancia a través de impuestos las mayores utilidades que generen los operadores estatales y
privados en el sector petrolero y sus derivados, sino porque con los restantes impuestos y regalía vigentes, estos
impuestos terminan de colocar a Venezuela entre los países menos atractivos para invertir, innovar y generar
con ello más empleos, impuestos no petroleros y otros
beneficios sociales.
Finalmente, a pesar de existir ejemplos exitosos en
otros países petroleros en los cuales apoyarse, así como
propuestas planteadas desde diversos sectores en ese sentido, la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2006
no contiene normas creadoras de un órgano con autonomía funcional que opere como un Fondo Patrimonial
que, al mismo tiempo, asegure el ahorro de la Nación y
destine parte de los ingresos por concepto de actividades
de hidrocarburos a la inclusión social y al progreso de la
Nación mediante pagos individuales a los venezolanos
mayores de edad.
Frente a todos los problemas e insuficiencias detallados, se propone esta Ley de Reforma Parcial de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos y la derogación de una serie
de leyes vigentes, nombradas en forma previa, en la materia de hidrocarburos, con el propósito de dar respuesta
y resolver las fallas normativas, institucionales, económicas, tributarias y constitucionales descritas, así como de
lograr un marco legislativo uniforme, apegado a la
Desarrollo energético en Venezuela
527
Constitución y eficaz, que garantice los intereses de la
Nación venezolana y que contenga suficientes garantías
e incentivos para la participación de los privados, nacionales y extranjeros, en las actividades primarias, de refino, industrialización y de comercialización de hidrocarburos y sus derivados.
En tal sentido, se propone la modificación y la adición
de algunas normas a la Ley Orgánica de Hidrocarburos,
y derogar las leyes vigentes inconstitucionales e inconvenientes para el desarrollo óptimo de las actividades de
hidrocarburos naturales y derivados en el país, a fin de
eliminar el exceso de regulaciones, brindar coherencia a
la legislación nacional y facilitar la aplicación y el cumplimiento por el Estado y los particulares de la legislación en la materia.
Se plantea la descentralización de la toma de decisiones mediante la separación de la función política, de la
función técnica y de la actividad operativa en materia de
hidrocarburos, mediante la limitación de las competencias de la Administración central con competencia en la
materia y la creación de un Ente regulador autónomo y
autárquico, supervisor y recaudador; y la Comisión Nacional de Energía, siguiendo ejemplos exitosos en la materia como los de Brasil, Noruega, Colombia, EE.UU.,
entre otros.
Como aspecto central de la reforma, apoyados en la
Constitución de 1999 (artículos 302 y 303), se propone,
con el propósito de lograr seguridad jurídica, estabilidad,
transparencia y búsqueda del mayor beneficio para la
Nación, ampliar los cauces de participación privada en
todos los tipos de actividades sobre hidrocarburos y sus
derivados, en especial en las primarias, con la incorporación de la figura de convenios que podrá celebrar el Ejecutivo Nacional o las empresas estatales con particulares
para la realización de actividades primarias, que actualmente sólo pueden ejecutar las empresas estatales y las
mixtas (también estatales), superando con ello los prejui-
528
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
cios ideológicos contrarios a la Constitución de 1999, que
condenan al pueblo venezolano a no disfrutar de todos
los beneficios y oportunidades de progreso que puede generar la participación privada en este sector de la economía, para lo cual se ha tenido en cuenta no sólo la
propia experiencia venezolana, sino también las de otros
países que compiten con Venezuela, que con pragmatismo han asumido la importancia y utilidad de la asociación con los inversionistas locales y extranjeros.
Se trata de ampliar oportunamente los medios de participación privada, en condiciones de respeto a la inversión, garantía de operatividad y de satisfacción directa de
los intereses nacionales, pues los grandes desafíos que
tiene nuestro país de continuar y profundizar la exploración de sus reservas, de elevar la producción de hidrocarburos naturales a través de Petróleos de Venezuela,
S.A, y las demás empresas estatales y privadas que operen, de actualizar su infraestructura para asegurar óptimos niveles de producción, ser competitiva, de ampliar y
diversificar el mercado de refino y derivados en general,
mejorar la distribución y comercialización, entre otros, no
los podrá asumir y superar sin contar con esa participación
privada.
Como garantías de respeto a la inversión, de seguridad
jurídica, respeto a los derechos de libre empresa, propiedad privada y de los trabajadores, así como para evitar
nuevas futuras demandas contra la República derivadas
de estas decisiones legislativas inconsultas, ideológicas y
contrarias al texto constitucional de 1999, se propone la
derogatoria de las leyes violatorias de los derechos antes
mencionados, cuyo respeto es indispensable para el incremento de la producción y de los ingresos por concepto
de actividades en materia de hidrocarburos, así como dar
inicio a un proceso de restablecimiento, en donde haya
lugar a ello, de los derechos vulnerados.
En tal sentido, leyes que resultaron contrarias al desarrollo de las actividades sobre hidrocarburos y sus deri-
Desarrollo energético en Venezuela
529
vados, así como confiscatorias de los derechos de propietarios y trabajadores de empresas que operaban en las
actividades primarias, de comercialización de combustibles líquidos o conexas a las primarias, como son las ya
nombradas Ley de Regularización de la Participación
Privada en las Actividades Primarias Previstas de 2006,
el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación
de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas de 2007 y la Ley sobre los Efectos del Proceso de
Migración de Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de
los Convenios de Explotación a Riesgo y Ganancias
Compartidas de 2007, Ley Orgánica de Reordenamiento
del Mercado Interno de los Combustibles Líquidos y la
Ley Orgánica que Reserva al Estado Bienes y Servicios
Conexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos,
son derogadas por esta reforma parcial.
Atendiendo a la denunciada falta de separación de las
funciones políticas, técnicas y de operación económica en
el sector hidrocarburos, se proponen un conjunto de normas que crean y definen las funciones, competencias y
potestades de la Comisión Nacional de Energía, y del
Ente Regulador, promotor y garante de la competencia
en este sector esencial de la economía nacional.
En definitiva, se propone en esta reforma de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos, siguiendo por lo demás un
régimen hoy día contenido en la vigente Ley Orgánica
de Hidrocarburos Gaseosos (en la que se creó el Ente
Nacional del Gas) que este nuevo ente asuma, algunas
desde su creación y otras en forma progresiva, las funciones de evaluar técnicamente las reservas naturales de
petróleo y gas; otorgar licencias y permisos para realizar
todas las actividades (exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, importación y exportación); inspeccionar, auditar y fiscalizar
empresas; imponer las penalidades administrativas y mo-
530
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
netarias reglamentarias; establecer las metodologías para
fijar los precios de los hidrocarburos en el mercado interno; organizar, mantener y publicar bancos de datos relacionados con la industria de los hidrocarburos; y organizar un sistema nacional de investigación y desarrollo
en hidrocarburos y cooperar con otros entes regulatorios
en el sector energético en asuntos de interés común.
Otro aspecto central de la reforma parcial que se propone con miras a incrementar en forma sostenida y razonable los ingresos tributarios por concepto de actividades sobre hidrocarburos y sus derivados a favor del
Fisco Nacional y del “Fondo Patrimonial de los Venezolanos” que se propone crear, es un sistema de ajuste
proporcional del ingreso por concepto de regalías, que
estará todavía por encima del promedio mundial aún de
los países que integran la OPEP, la reordenación del caótico sistema de impuestos a las actividades de hidrocarburos vigente, mediante la supresión de algunos de estos
impuestos y el incremento de otros, en especial, del impuesto sobre la renta a las empresas estatales y privadas,
con el fin de incentivar la inversión y hacer más competitiva a Venezuela frente a otros países productores de
petróleo, atendiendo a las más confiables y beneficiosas
regulaciones fiscales y tributarias vigentes en otros países
(caso de Noruega) para los propietarios del recurso, en
nuestro caso, la Nación.
Lo que se propone, tomando en cuenta los aspectos
geográficos, geológicos, climáticos, culturales y de otra
índole que hacen siempre atractivo al mercado venezolano en términos de costos para los inversionistas privados,
es que se revise el denominado Government Take. Así, el
fin es lograr pasar de un sistema de regalía y tributos que
es una barrera a la inversión a uno que sea un estímulo
para ésta, al tiempo que una fuente de crecientes y estables
ingresos para el Fisco Nacional y el Fondo de Previsión, al
incentivar el aumento de la producción y de los procesos
económicos asociados a la manufactura, industrialización y
comercialización de los hidrocarburos y sus derivados.
Desarrollo energético en Venezuela
531
Por último, a fin de superar la inaceptable y contraria
a la justicia social falta de normas en la Ley Orgánica
de Hidrocarburos que garantice la financiación con ingresos petroleros de la salud, la educación y otras actividades dirigidas al bien colectivo, se propone la creación
de un fondo especial, llamado Fondo Patrimonial de los
Venezolanos, independiente del gobierno, para evitar su
manejo político, con la finalidad de estabilizar el ingreso
fiscal dada su dependencia de los ingresos por actividades
de hidrocarburos, operar como instrumento de ahorro
externo, diversificar los activos de la Nación y contribuir
a la formalización e inclusión social mediante la constitución de fideicomisos para todos los venezolanos mayores de 18 años, al tiempo que se propone la máxima
transparencia y limitación de la discrecionalidad administrativa en la identificación y manejo de los aportes de
los que se nutrirá el Fondo.
El Fondo propuesto, ofrece ocho ventajas principales
para el Estado y la sociedad venezolana: 1) servirá para
estabilizar el ingreso fiscal, reducir los ingentes costos
asociados a la volatilidad antes aludidos y facilitar la ejecución de una política económica anticíclica; 2) ayudará
a eliminar la incertidumbre en cuanto al nivel de ingresos petroleros en la formulación del presupuesto nacional
ya que para el momento de conformar el presupuesto se
conocerá con bastante exactitud el promedio de ingreso
de los últimos tres años; 3) servirá como instrumento de
ahorro externo que, aunado a la reducción de la volatilidad, mitigará el efecto de gasto (sobre-absorción) de
la “enfermedad holandesa”, que tiende a sobrevaluar la
tasa de cambio real con la consecuente pérdida de
competitividad en los sectores transables de la economía;
4) diversificará los activos de la Nación transformando
parte de las reservas de hidrocarburos en inversiones en
activos externos; 5) facilitará la deseable separación de
las decisiones de producción petrolera de las decisiones
de gasto del ingreso petrolero, contribuyendo desde el
punto de vista institucional a disminuir la perniciosa in-
532
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
terferencia mutua entre los organismos gubernamentales
encargados de cada uno de estos aspectos; 6) establecerá
entre los venezolanos una sana relación contribuyenteEstado en la que el Estado es sostenido por los ciudadanos y no al revés como ha sido percibido hasta ahora, lo
que de suyo llevará a una mayor exigencia en cuanto a
transparencia y eficiencia en el gasto público por parte
de los contribuyentes; 7) será un muy útil instrumento
de formalización e inclusión social al generar un registro
confiable de todos los venezolanos mayores de dieciocho
(18) años e incorporar a los sectores más desasistidos al
sistema financiero, al tiempo que hará posible que estos
sectores tengan cabida en un sistema de fondos de retiro
con cobertura universal, fortaleciendo así el ahorro interno y la inversión, que complementará las políticas ordinarias para la superación de la pobreza que apliquen los
diferentes Gobiernos; 8) contribuirá a que el ciudadano
común, definitivamente, se preocupe de la buena marcha
de la industria petrolera y de la solidez del Fondo, pues
esto se reflejará directamente en sus ingresos, es decir,
creará “dolientes” del buen desempeño de la industria en
el mediano plazo y tornará anti-popular el “exprimirla”
para obtener beneficios en el corto plazo a expensas del
rendimiento futuro (…).
II. Creación de un Ministerio de Energía moderno.
El fortalecimiento de la institucionalidad y la gobernabilidad del sector pasa por:
1. Separar los cargos de Presidente de PDVSA del de
Ministro de Petróleo, rescatando el rol del actual Ministerio de Petróleo y Minería (que su nombre debe volver a
ser Ministerio de Energía) como rector de la política
energética y petrolera del país y responsable de garantizar la seguridad energética del país.
2. Crear un Ministerio de Energía moderno que tenga
como misión principal preparar las políticas energéticas,
por la que debe regirse el sector, así como promover los
Desarrollo energético en Venezuela
533
estudios e investigaciones relacionados con el mismo. Las
políticas que proponga el ministerio, por su iniciativa o
por iniciativas de la Comisión Nacional de Energía (que
también debe refundarse), al Poder Legislativo, deberán
convertirse en Leyes y Reglamentos. Adicionalmente, estarán adscritas al despacho de Energía las Oficinas,
Agencias y Comisiones, para comunicarse con los ciudadanos y garantizar sus derechos, en especial la libertad
de empresa, el respeto a las entidades privadas y la
transparencia en la información. La esencial característica de estos organismos, aun cuando están adscritos al
ministerio, es su independencia funcional y operativa del
Ejecutivo, es decir del gobierno de turno.
3. Este Ministro de Energía representará al país en los
foros y asociaciones internacionales en materia de energía; impulsará y apoyará la investigación aplicada y el
desarrollo en materia de energías renovables y no renovables, así como promoverá con las universidades e instituciones privadas estudios en las áreas de petróleo,
geología, cuencas hidráulicas, energías renovables, combustibles, y otros usos. También será el responsable de
las publicaciones oficiales contentivas de la información
histórica nacional e internacional sobre energía y su relación con la economía venezolana (el actual Petróleo y
Otros Datos Estadísticos-PODE, que tiene 50 años publicándose).
III. Constituir una verdadera COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA.
Esta debe ser autárquica e independiente del gobierno
de turno, como ente responsable de la elaboración de
propuestas de políticas públicas para el Sector Energético
(Ministerio de Energía y Asamblea Nacional) y de velar
por el cumplimiento de las mismas. Estará constituido
por nueve comisionados, designados por la 2/3 partes de
la Asamblea Nacional, de un conjunto calificado de venezolanos postulados por entes y asociaciones vinculados
con sus actividades, tales como: Academias, universida-
534
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
des, empresarios (de las empresas petroleras, empresas
de Bienes y Servicios, y Banca, entre otros), trabajadores,
asociaciones profesionales, etc. Los comisionados durarán
siete años en sus funciones, pudiendo ser reelectos. El
proceso de designación deberá asegurar la continuidad
dentro de la Comisión.
IV. Crear un ENTE NACIONAL REGULADOR
DE LOS HIDROCARBUROS.
Responsable de la administración, implantación y vigilancia del cumplimiento de las políticas públicas correspondientes y regule las actividades de búsqueda, captación, aprovechamiento, conversión, transporte, distribución y comercialización tanto en el mercado nacional,
como en el internacional de todos los tipos de hidrocarburos empleados en el país.
El Ente Nacional para los Hidrocarburos
(ENAHID), Ente Regulador, propuesto debe crearse en la
reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente,
con la siguiente estructura legal:
Exposición de motivos:
Con el objeto de dar cumplimiento a las políticas públicas definidas para el sector, como son:
1) Promover el desarrollo de la industria de los hidrocarburos en todas sus fases;
2) Aumentar la explotación y usos del gas natural y
sus componentes;
3) Promover la libre competencia;
4) Atraer el mayor número de inversiones nacionales
e internacionales en todas las actividades;
5) Las regalías producto de la explotación de los hidrocarburos irán directamente a los ciudadanos y a proyectos específicos de infraestructura;
Desarrollo energético en Venezuela
535
6) Promover el mercado de capitales permitiendo la
canalización del ahorro nacional hacia los distintos aspectos de la actividad petrolera;
7) Coadyuvar en la definición del rol de los diferentes
entes públicos y privados que participan en el sector; y
8) Maximizar la inserción nacional en acuerdos energéticos hemisféricos. Igualmente, para avanzar en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos como un
todo se hace necesario definir el rol del Ejecutivo Nacional, representado por el Ministerio de Energía, en materia de hidrocarburos.
Es necesario cambiarle el carácter controlador, fiscalizador y regulador que históricamente ha tenido. Estas actividades deben ser realizadas por un Ente Regulador para los Hidrocarburos que crea esta Ley, permitiendo así que el Ministerio de Energía se concentre en
su razón de ser que no debe ser otra que la de elaborar
las políticas públicas, que deben transformarse en leyes,
que rijan el sector, contando con los mejores recursos
humanos en la materia.
Articulado
Artículo - Se crea el Ente Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID) para garantizar la aplicación de las
políticas públicas que se establezcan para el sector y regular todas las actividades de exploración, explotación,
procesamiento, refinación, mejoramiento, transporte, distribución y el comercio interno y exterior de los hidrocarburos, sus componentes y derivados principales.
Artículo - El Ejecutivo Nacional, por órgano del Ente
Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID), ejercerá la
competencia nacional en materia de los hidrocarburos a
los cuales se refiere esta Ley y en consecuencia, podrá
planificar, vigilar, inspeccionar y fiscalizar a todos los
fines previstos en las leyes, las actividades relacionadas
con los mismos.
536
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Artículo - El Ejecutivo Nacional, por órgano del
Ente Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID), dictará medidas que propicien la formación y la participación
de capital nacional en las actividades señaladas en esta
Ley, así como aquellas necesarias para que los bienes y
servicios de origen nacional concurran en condiciones de
transparencia y no desventajosas en el desarrollo de proyectos relacionados con las indicadas actividades.
Artículo
- El Ente Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID) tendrá las siguientes atribuciones:
1. Implementar las políticas públicas emanadas del
Ministerio de Energía en materia de hidrocarburos.
2. Promover los estudios para la delimitación de las
áreas y bloques con el propósito de otorgar las licencias
que sean necesarias para la exploración y el desarrollo
de los recursos de hidrocarburos
3. Delimitar las áreas geográficas en las cuales se realizarán las actividades de exploración y explotación de
los hidrocarburos, de acuerdo con lo que establezca el
Reglamento.
4. Facilitar el desarrollo y desenvolvimiento del mercado interno y del comercio exterior de las materias sujetas a regulación.
5. Desarrollar el concepto de la taquilla única para
atender todas las solicitudes, permisos y otros asuntos.
6. Regular la ejecución de los estudios geológicos y
geofísicos para la exploración por recursos de petróleo y
gas en todo el territorio nacional.
7. Preparar las bases y organizar las rondas para el
otorgamiento de licencias para exploración y explotación de los recursos de petróleo y gas.
8. Elaborar los reglamentos, resoluciones y circulares
que sean necesarias para el desarrollo de las actividades
señaladas en esta Ley.
Desarrollo energético en Venezuela
537
9. Otorgar las licencias y los permisos para realizar
todas las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, importación y exportación, bajo los términos establecidos en
esta Ley y sus reglamentos.
10. Establecer las metodologías para el establecimiento
de los precios de los hidrocarburos que se distribuyan en
el mercado interno.
11. Establecer las metodologías para el establecimiento
de las tarifas de almacenamiento, transporte y distribución de los hidrocarburos.
12. Inspeccionar y fiscalizar las actividades relacionadas con esta Ley e imponer las penalidades administrativas y monetarias que prevean los reglamentos.
13. Dirimir las situaciones de servidumbres y expropiaciones relacionadas con las actividades de esta Ley.
14. Estimular la investigación y la adopción de nuevas
tecnologías para la exploración, explotación, refinación,
procesamiento, almacenamiento y transporte de los hidrocarburos.
15. Organizar y mantener la información técnica y
bancos de datos relacionados con la industria de los hidrocarburos.
16. Consolidar mensual y anualmente la información
que proveen las compañías y entes gubernamentales en
materia de reservas, producción, manufactura y utilización de los hidrocarburos, teniendo la responsabilidad de
hacerlos públicos, con la frecuencia del caso, por los medios más convenientes en cada caso.
17. Cooperar con otros entes regulatorios en el sector
energético en asuntos de interés común.
Artículo
- El Ente Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID) es un ente desconcentrado, con patrimonio propio e independiente del Fisco Nacional; gozará de
autonomía funcional, administrativa y financiera en el
538
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ejercicio de sus atribuciones y estará adscrito al Ministerio de Energía.
Artículo
- La sede del Ente Nacional para los
Hidrocarburos (ENAHID) será la ciudad de Caracas y
podrá establecer dependencias en otras ciudades del país,
en coordinación con los respectivos Concejos Municipales
para el caso de la actividad de transporte y distribución
de los hidrocarburos.
Artículo - Su directorio estará formado por expertos
en las materias a regular. Su organización, descripciones
de puestos, forma de selección y atribuciones serán definidas en el reglamento que deberá publicarse a los 90
días de promulgada la presente Ley.
Artículo
- El Ente Nacional del Gas (ENAGAS)
pasa al ENAHID en un periodo de 90 días posteriores a
la promulgación de la presente Ley.
Artículo - Todas las oficinas regionales del Ministerio de Energía y Minas que atienden las actividades relacionadas con esta Ley pasan al ENAHID en un periodo
de 90 días.
Artículo - Los ingresos del Ente Nacional para los
Hidrocarburos (ENAHID) serán los siguientes:
1. El aporte inicial que realice el Ejecutivo Nacional;
2. Las contribuciones especiales anuales de los productores de petróleo y gas, refinadores, procesadores transportistas, distribuidores y comercializadores, las cuales no
podrán exceder el xxxxxxxxx por ciento (x,x%) de los
montos de sus ventas en el mercado interno y en el
internacional. Dichas contribuciones deberán ser pagadas
por las empresas mensualmente al Ente, según normativa que se elaborará. De no ser canceladas en el plazo
estipulado se aplicarán intereses de mora de acuerdo con
la tasa-activa del mercado;
3. Las donaciones, aportes, y cualesquiera otros bienes
o derechos que reciba de personas naturales o jurídicas;
Desarrollo energético en Venezuela
539
4. Los ingresos provenientes de las sanciones aplicadas;
5. Cualquier otro aporte que reciba de conformidad
con la legislación vigente.
Artículo - Los directivos y empleados del Ente Nacional para los Hidrocarburos (ENAHID) no serán considerados funcionarios o empleados públicos.
Artículo
- El personal del Ente Nacional para los
Hidrocarburos (ENAHID), con excepción de los miembros de la Junta Directiva, será designado por su Presidente, previa aprobación de los miembros la Junta
Directiva, seleccionado mediante procesos de convocatoria y concurso públicos y con base en principios de capacidad y méritos, y tendrá regímenes especiales de contratación, administración de personal, salarios y prestaciones que garanticen la idoneidad para el cumplimiento de
sus funciones. El Ente Nacional para los Hidrocarburos
(ENAHID) elaborará y someterá a la aprobación del
Presidente de la República, por órgano del Ministerio de
Energía y Minas y previa opinión técnica de la Oficina
Central de Personal, su estatuto de personal.
540
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
10.2. Leyes del Servicio Eléctrico 1999 y 2010
Ing. Víctor J. Poleo Uzcátegui1
Introducción
Nos ocupa abreviar aquí una suerte de crónica razonada de las circunstancias políticas (propiedad del sistema), económicas (precios de las energías, tarifas e
inversiones) y corporativo-institucionales (Arquitectura
del Sector) que ambientaron la formulación de las leyes
eléctricas de 1999 y 2010. Toda ley eléctrica es de naturaleza política y su razón de ser es el usuario eléctrico.
Post hechos del 2002, la ley eléctrica del 99 fue adversada alegándose “neoliberal” y declarada en vacatio legis,
en consecuencia sus bondades no pudieron ser refutadas
o probadas.
En oposición, la ley eléctrica del 2010 emerge progresivamente de una década de políticas “socialistas” y sus
bondades devinieron en crisis eléctrica. Dicho de otra forma: los intereses (ideológicos) de gobiernos y (mercantiles) de las empresas eléctricas mal pueden ser privilegiados ante el bienestar del usuario. Legislar la conducción del servicio eléctrico es tanto como cuidar la
buena salud de la Economía y de la Sociedad. Legislar la
electricidad, sin embargo, reclama un buen conocimiento
del Sistema Eléctrico, tal vez el más complejo entre los
sistemas e industrias de servicios. Si la piedra angular de
la ley del 99 fue la asignación óptima de energías primarias, la ley del 2010 consagró la anti-planificación. No
por azar los ministros con mayores competencias en ambas leyes son un mismo tándem: Alí Rodríguez Araque,
en Energía (1999-2000) y Electricidad (2010), y Jorge
Giordani en Planificación (desde 1999 a la fecha).
Desarrollo energético en Venezuela
541
1 Decreto-Ley del Servicio Eléctrico 19992
En Septiembre 1999 –y ya transcurrido poco más de
un siglo de industria eléctrica en Venezuela- los venezolanos todos, usuarios eléctricos que somos, tuvimos nuestra primera ley eléctrica.
1.1. Cambio de propiedad
Durante los tres últimos lustros del siglo XX nos ocurría un proceso de privatización de las empresas eléctricas estatales (salvo EDELCA), un proceso anclado en el
Fondo de Inversiones de Venezuela, detentador mayoritario de su propiedad. Ya en Octubre 1998 tuvo lugar la
privatización del Sistema Eléctrico de Nueva Esparta y
en el primer semestre de 1999 habría de consumarse la
privatización de SEMDA (Sistema Eléctrico Monagas-Delta
Amacuro, ex CADAFE), ENELVEN (Zulia) y ENELBAR
(Lara), seguidas luego de la privatización de las restantes
cuatro (4) filiales regionalizadas de CADAFE.
El 28 de Diciembre de 1998 le indicamos al Directorio
del FIV la conveniencia de detener el programa de
privatizaciones a realizarse en el año 1999. Argüíamos
entonces que, en aras de un deseable cambio de propiedad de las estatales termoeléctricas, era necesario remover primero ineficiencias corporativas e instituir una
inequívoca disciplina en la formación de precios de las
energías primarias y de las tarifas eléctricas. Ineficiencias
corporativas eran entonces, entre las más preocupantes,
las pérdidas no técnicas en CADAFE (ca. 30% de la generación bruta nacional), crecientes fallas en GeneraciónTransmisión (ca. 50 fallas mayores de 100 MW en
1998), el magro desempeño en termoeléctricas como
Planta Centro (50% de histórica disponibilidad en sus 5
turbinas de 400 MW cada una) y un accidentado proyecto Uribante-Caparo. En buena medida, las ineficiencias de
CADAFE, la estatal con mayor presencia nacional, anidaban en su verticalizada estructura corporativa, una
barrera al control de sus costos y un nicho para nego-
542
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ciados ilícitos. Sin ley eléctrica, en definitiva, mal podríamos desanudar los nudos del Sector y, menos aún, dibujar un creíble mapa de ruta para los capitales privados,
nacionales o no, que potencialmente participarían en el
cambio de propiedad de las empresas termo-eléctricas estatales. Tal aserto, por demás, es simétrico con genuinos
capitales de inversión. Si de propiedad estatal se trata, el
Estado se reserva el dominio de los recursos y desarrollos
hidroeléctricos del Caroní-Paragua, Caura y Andes, amén
de los combustibles termoeléctricos y de la Empresa Nacional de Transmisión (ver 1.3). El universo restante de
máquinas termoeléctricas es privatizable. En un mejor
futuro y vía concesiones, la distribución cambiaría su
propiedad a manos de trabajadores y usuarios eléctricos.
Tal fue el mapa de ruta de la ley eléctrica del 99 en
materia de propiedad de los activos eléctricos.
1.2. Precios de las energías primarias, tarifas
eléctricas e inversiones
En contravía al paradigma de unicidad de la energía
(la energía es una sóla, sus formas físicas son diferentes), la conceptualización histórica de precios de la
hidroelectricidad en el Bajo Caroní descansaba en elusivas categorías como primaria y secundaria –energías
firme y de sustitución–, dando lugar así a indeseables
transferencias de rentas desde el Bajo Caroní a la Electricidad de Caracas y CADAFE, sus re-vendedores. Tan
intolerable desequilibrio financiero se había fraguada al
calor de la Oficina para la Planificación y Operación del
Sistema Interconectado (OPSIS, Diciembre de 1988), un
acuerdo cooperativo entre las empresas EDELCA,
CADAFE, EDC y ENELVEN. Tal vez por descuido, que
no por desconocimiento, OPSIS tuvo en sus manos la
solución a este desequilibrio económico y ella es la llamada solución dual, implícita en el arbitraje físico del
despacho económico de cargas, i.e.: la asignación óptima
de la mezcla hidro-termo en un horizonte a 5-10 años.
La Teoría de Optimización establece, de facto, competencia perfecta entre generadores y su arbitraje virtual es
Desarrollo energético en Venezuela
543
tarea de un modelo matemático de despacho óptimo de
cargas (PLHITER)3, modelo que es a su vez herramienta para la planificación a mediano y largo plazo. Uno y
sólo un sistema de precios en equilibrio existe en función
del precio de la hidroelectricidad FOB Bajo Caroní (de
conducta estocástica en el tiempo), marcador de los precios de los combustibles termoeléctricos en los nodos espaciales del Sistema Interconectado Nacional y, por
ende, de los precios de generación termoeléctrica. En
buena teoría, los generadores ineficientes saldrían del sistema. La ley eléctrica de 1999, en esencia, instituyó un
Modelo Económico para la formación de precios del
kWh en los nodos de la red troncal, indexando al precio
hidro-Caroni (energía dominante) un sistema en equilibrio. Así entonces, la planificación en el tiempo habría
de estar en correspondencia con una inevitable expansión
termo-eléctrica ya avizorada para los inicios del siglo
XXI. En el mediano plazo, en efecto, los cuatro desarrollos hidroeléctricos en el Bajo Caroní (Macagua, Guri,
Caruachi y Tocoma: 17.000 MW) cederían su dominante
posición de un 70% de la oferta eléctrica nacional a un
emergente centro de gravedad nutrido de combustibles
producidos por la industria petrolera (diesel y residuales,
gas y orimulsión). Por extensión, se establecería así un
único e inequívoco precio de re-venta de la hidroelectricidad del Bajo Caroní a sus compradores en la geografía
nacional. Este modelo matemático, suerte de kit de
optimización, fungiría como virtual “mercado mayorista”, un término que equívocamente se asoció a “competencia salvaje” (open cry) y, por ende, a neoliberalismo.
Válido concluir, en consecuencia, que nuestra primera
ley del Servicio Eléctrico sería piedra angular para fundamentar una arquitectura institucional del Sector que
privilegiase la minimización de metros cúbicos de agua
aliviados en el Bajo Caroní y la quema innecesaria de
combustibles termoeléctricos.
A su vez, el atávico tratamiento numérico por el Ministerio de Energía de las tarifas eléctricas más asemeja-
544
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ba una colcha de retazos de “factores de ajustes” (FAVIs,
FACEs y CACEs) que a un lógico modelo para la
justipreciación de los costos operativos y de las inversiones a futuro. La entente entre el MEM y las empresas
eléctricas era la de una recurrente capoeira. Bien conocido es que en economías no saturadas eléctricamente, las
inversiones se duplican cada 15-20 años. Pliego tarifario
1998 y pliego tarifario 2000-2002. Congelación de tarifas
hasta hoy.
1.3. Arquitectura del Sistema Eléctrico Nacional
No existiendo dos sistemas eléctricos iguales, hay mil
y una formas de (re)organizar un sector eléctrico y, en
consecuencia, es un problema singularizado para Venezuela la identificación de la mejor arquitectura institucional y corporativa de su Sector Eléctrico, es decir:
identificar aquella que mejor sirve al usuario eléctrico. Así
las cosas, la ley ordenó la desverticalización (separación
mercantil) de las actividades de Generación-TransmisiónDistribución para así, con base en ello, instituir primero
una Empresa Nacional de Transmisión (ENT), fusión
corporativa de las líneas troncales en muy alta tensión
de EDELCA, CADAFE y ENELVEN. La ENT, un viejo
desiderátum del Sector y neonata en 2001, desvertebraría
una CADAFE tan ya irrecuperable como que también
satisfizo en los 80s su mandato de electrificar el país (un
95% de poblaciones mayores de 5.000 habitantes).
Casa Matriz; fue una propuesta para que, desmantelando Cadafe, instituir una nueva arquitectura del sector.
En sus artículos 6, 10, 108 y 119, veta las casas matrices
CORPOELEC.
2. Política eléctrica durante 2000-2010
Conjunto de leyes post 2003: ambientan la ley 2010,
en si misma vacía de política eléctrica.
2.1 Desnacionalización de la EDC En Abril 2000 -a
apenas 4 meses de la promulgación de la ley eléctricapresenciamos y rechazamos la primera gran agresión al
Desarrollo energético en Venezuela
545
Sector Eléctrico por el Ejecutivo revolucionario: la desnacionalización de la Electricidad de Caracas (EDC), el
más antiguo (1895) y emblemático de los capitales
nacionales. Con la explícita anuencia presidencial y del
entonces ministro del MEM (Alí Rodríguez), la EDC fue
tomada en Oferta Pública de Acciones4 hostil por la AES
Corporation, empresa norteamericana sin tradición en la
industria eléctrica y cuyos capitales de inversión se vinculaban entonces al Departamento de Estado. Es nuestra
conjetura, salvo prueba en contrario, que en el imaginario de la revolución se ensayó la desnacionalización de la
EDC como un golpe temprano a la oligarquía (inocuo
propósito: 75% de las acciones de EDC estaban en manos de capitales varios, usuarios y sus trabajadores). Si la
compra de la EDC por AES Corporation violentaba la
Constitución y la Ley Eléctrica de 1999 y por ello fue
impugnada su venta ante el TSJ y admitida la demanda
en 2006, más grave todavía es que en 2007 la Nación
re-comprara de la AES bienes en litigio. Este mismo Gobierno que permitiera la desnacionalización de la EDC en
Mayo 2000, invocó en 2007 razones de Estado (sic) para
gobiernizarla (que no estatizarla) pero pretende desconocer
que, por idénticas razones, la Sala Constitucional del TSJ
considera todavía hoy en litigio sus activos empresariales,
cfr.: Expediente TSJ No. 1939. Desde Mayo 2000, en efecto, AES Corporation ha sido asumida como propietaria de
la empresa C.A. Electricidad de Caracas a raíz del írrito
intercambio de acciones fraguado mediante su hostil Oferta
Pública de Adquisición (OPA) durante los primeros meses
del 2000. En aquel entonces, doce años hace, el actual
Gobierno transgredió la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela en su Artículo 150 permitiendo, sin la
aprobación de la Asamblea Nacional, la cesión de un 82%
de las acciones de la EDC, una empresa de interés público,
a una sociedad extranjera no domiciliada en Venezuela.
2.2 Tuercas y tornillos para el Estado
La subinversión acumulada por más de ocho años,
más $5 mil millones pre 1999, responde a la dificultad
546
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
del Estado para aportar capital y a rezagos tarifarios que
limitan la captación de recursos
3. Ley Orgánica del Sistema y del Servicio Eléctrico 20105
Inventario de declaraciones generalistas, vacío de contenido en política eléctrica, política contenida en leyes
que le preceden.
Galimatías conceptuales, v.g.
o La presente Ley es aplicable en todo el Territorio
Nacional: ¿y cuál no lo es?
o Contrato de Servicio: Es el documento que formaliza el suministro de energía eléctrica, en el cual se
establecen las condiciones y términos que regirán la
relación entre el usuario y el operador y prestador
del servicio. CAMM: debe ser contrato de adhesión,
porque no es un consentimiento de voluntades sino
una aceptación de condiciones dadas por el suplidor
del servicio.
o Obtener, por parte del operador y prestador del ser
vicio, la compensación adecuada por fallas en la
calidad del servicio eléctrico y el resarcimiento de
los daños causados por fallas en el suministro de
energía eléctrica, de acuerdo con lo que establezcan
las normas aplicables en esta materia; CAMM: esto
debe ejecutarse a través de un procedimiento administrativo de primer grado.
o El operador y prestador del servicio eléctrico es el
encargado de la instalación y operación de las plantas de generación en sistemas independientes, dándose prioridad al empleo de fuentes alternativas de
energía y de bajo impacto al ambiente, de conformidad con el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional y demás normas vigentes. CAMM:
las fuentes alternativas de energía tienen costos en
el mercado muy elevados. No puede darse prioridad a una idea o concepto sin prever su inclusión
Desarrollo energético en Venezuela
547
presupuestaria. Estos son contrataciones administrativas comerciales de interés colectivo o público,
lleva consigo una serie de formalidades constitucionales y legales de alto impacto.
Disposiciones Generales
64. Principios del Régimen Económico. La retribución
de las actividades del sistema eléctrico nacional para la
prestación del servicio está orientada por el principio de
uso racional y eficiente de la energía eléctrica, así como
por los criterios de sustentabilidad económica y financiera, equidad, estabilidad, simplicidad de cálculo, transparencia, y en particular debe:
Tipos de sanciones
101. Las sanciones que pueden imponerse a las infracciones, incumplimientos y delitos tipificados en esta Ley,
son:
1. Multa;
2. Revocatoria de la habilitación administrativa;
3. Prisión.
CAMM: ya es costumbre hacer de todas las leyes un
instrumento punitivo que tipifica delitos compartiendo
esta función con el Código Penal y estableciendo penas.
Circunstancias agravantes
102. Se considerarán circunstancias agravantes de las
infracciones, incumplimientos y delitos previstos en el
presente Título, las siguientes:
El daño para la vida y salud de las personas;
1. El daño material causado a los bienes;
2. El daño causado al medio ambiente;
3. El daño causado a otros servicios públicos;
4. La cantidad y tipo de usuarios perjudicados por la
falla del servicio eléctrico;
548
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
5. La cantidad de energía eléctrica dejada de suministrar;
6. El tiempo de afectación del servicio eléctrico;
7. El lucro obtenido indebidamente;
8. La reincidencia en la misma infracción sancionada,
en el lapso de un (1) año;
9. Que el infractor destine la energía eléctrica para
uso comercial o industrial.
CAMM: el daño de acuerdo a la doctrina jurídica nacional e internacional es incalculable porque involucra
mucho más que lo material. El daño en sentido último
no tiene indemnización equivalente porque no recupera
lo perdido ni sustituye el valor de la pérdida. Esto no
debería estar como agravantes, salvo que se considere la
opinión de un experto con respecto al tema relacionado
con el daño o el perjuicio. La muerte de una persona
por una explosión de electricidad pública cómo se calcula’??? o una lesión…o cuando es muerte se considera el
daño mayor??? Y cuando es una lesión el daño es menor??? Y como sería la indemnización??? Cómo sería la
pena???
Política eléctrica fue ejecutada a partir de leyes que le
anteceden: ver cuerpo C de leyes en Cronología.
“Ley de 2010 es la negación de la Ley de 1999 (nótese
que, al igual que hoy, Alí Rodríguez era entonces el
Ministro de Energía y Minas -en cuyo despacho se fijaban las políticas del sistema eléctrico- y hoy es el Ministro de Energía Eléctrica)”. En su opinión “Corpoelec
emerge como una Cadafe de Cadafes, inviable casa matriz que contraviene razonamientos jurídicos, institucionales, económicos y políticos”.
3.1 Propiedad
Artículo 8 – Reserva y Dominio del Estado: ¿seguridad de estado?
Desarrollo energético en Venezuela
549
Empresas mixtas – chinos, rusos.
3.2 Precios de las energías primarias, tarifas
eléctricas e inversiones
Artículo 9 - Modelo de Gestión Socialista
“La eficiencia de lo ejecutado versus lo asignado puede
apenas ubicarse entre 25% en transmisión y 50% en generación”, expresa Poleo. “No hubo entonces desinversión
en el sentido estricto del término, es decir, carencias de
dineros entregados al sector eléctrico. En defecto, hubo
“apropiación de dineros por la clase política, militarizada
y civil, que dice conducir el sector eléctrico”, agrega.
o Planificación: atada al Plan Socialista, ¿cuál?
o Penalizaciones – prisión
o Militarización
3.3 Arquitectura del Sistema Eléctrico Nacional
o Casa Matriz, ya vetada en la ley del 99 y en anteriores propuestas.
o Despacho (CNG): inútil
o Regulación: inexistente-
CONCLUSIONES
Ley eléctrica es política eléctrica. De allí entonces que
crisis eléctrica es crisis política.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFÍCAS
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Universidad de los Andes http://www.serbi.ula.ve/serbiula/
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digital/Historia%20de%20la%20regulacion%20electrica.
pdf.[libro en línea].
550
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González Urdaneta, G., M. Lara Guarenas y V. Poleo
Uzcátegui (Octubre 2011) Reliability and Continuity of
Supply of the Venezuelan Electrical System. IEEE 11th
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&url=http%3A%2F%2Fieeexplore.ieee.org%2Fxpls%2Fabs
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electrica version_1_abril_2010.pdf.
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eléctricos y Ley Eléctrica. [artículo en línea]. http://
www.soberania.org/Articulos/articulo_6409.htm.
Poleo Uzcátegui V. J. (2012). ¿Era posible conjurar la
actual crisis eléctrica?. [artículo en línea]. http://
www.soberania.org/Articulos/articulo_7690.htm.
Poleo Uzcátegui V. J. (2012). CORPOELEC, institucionalidad fallida e inviable [Artículo en línea] Disponible
en:http://www.soberania.org/Articulos/articulo7213 .htm
ANEXO I. CRONOLOGÍA no exhaustiva DEL
ORDENAMIENTO JURÍDICO
A Referentes históricos
1928
1989
Ley de Servidumbres de conductores eléctricos
……GO 19.382 4 Octubre 1937.
6 Octubre Normas para la determinación de
tarifas del servicio eléctrico ……GO 34.321.
Desarrollo energético en Venezuela
1992
1992
1996
551
21 Julio Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica ……GO 35.010.
21 Julio Fundación para el desarrollo del
servicio eléctrico ……GO 35.010.
13 Noviembre Normas para la regulación
del servicio eléctrico ……GO 36.085.
B Primera Ley Eléctrica y extensiones
1999
1999
2000
2001
2001
2003
2003
26 Abril Ley Habilitante ……GO 36.687
21 Septiembre Decreto-Ley del Servicio Eléc
trico ……GO 36.791.
19 Diciembre
Reglamento General ……GOE
5.510.
1 Noviembre
Ley de armonización y coor
dinación de los poderes públicos nacional y
municipal para la prestación de los servicios
de distribución de gas con fines domésticos y
de electricidad ……GO 37.319.
31 Diciembre
Ley Orgánica del Sistema y
Servicio Eléctrico ……GOE 5.568.
Noviembre Reglamento del Servicio Eléctrico
……GO 37.825.
Noviembre Normas de calidad del servicio de
distribución eléctrica ……GO 37.825.
C Leyes post hechos de Abril y Diciembre 2002
2007
Julio Ley orgánica de reorganización del Sec
tor Eléctrico ……GO 38.736.
2007 ¿ Estatización de las empresas eléctricas
2009
Octubre Creación del Ministerio para la
Energía Eléctrica ……GO 39.294.
2010
Febrero
Estado de emergencia en el Sector
Eléctrico ……GO 39.399.
2010
23 Agosto Ley orgánica de reorganización del
sector eléctrico ……GO 39.493.
552
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
2010
2010
2012
2013
13 Diciembre Documento de ConstituciónEstatutaria de CORPOELEC S.A. ……GO
39.573.
14 Diciembre
Ley Orgánica del sistema y
servicio eléctrico ……GO 39.573
Mayo Normas técnicas para la operación del
sistema eléctrico nacional. ……GO 39.919.
6 Agosto Reglamento especial de zonas de
seguridad del sistema eléctrico GO 40.220.
(NOTAS)
Director General de Electricidad del entonces Ministerio
de Energía y Minas, Enero 1999-Junio 2001. Ingeniero Mecánico (UCV, 1969). MSc en Economía (London School of
Economics, 1974). Investigación doctoral en formación de
precios en los mercados mundiales del petróleo (Queen
Mary College, London University, 1979-1984). Profesor de
escalafón en el postgrado de Economía Petrolera, Facultad
de Economía UCV.
1
Gaceta Oficial No. 36.791 de fecha 21 de Septiembre
1999. Este decreto-ley se inscribe en el primer mandato
habilitante de la administración que inició en Febrero de
1999 y ella fué precedida por ca. 12 ante-proyectos de leyes
desde 1951 hasta 1998.
2
Planificación Hidro-Termo: una familia de modelos matemáticos en Programación Dinámica-Lineal hecho a la medida
de la conducta estocástica del rio Caroní con base en sus
caudales registrados desde 1951.
3
4
5
Oferta Pública de Acciones.
Gaceta oficial No. 39.573 del 14 de Diciembre 2010.
Desarrollo energético en Venezuela
553
11. POLÍTICA PARA EL DESARROLLO
ENERGÉTICO
11.1 Política Energética Integral
Ing. César Quintini Rosales
Consideraciones preliminares
Hace ya cuatro décadas Aníbal Martínez1 en el capítulo de cierre de su libro sobre el tema que ahora nos
ocupa, escribió:
“Una política energética nacional no puede formularse
sino coordinada y amoldada a la política económica
directriz integral, aún no diseñada, que impulse la nación hacia un futuro franco de bienestar general y
desarrollo sostenido.”
Desde entonces mucho más se ha dicho y escrito sobre tan importante cuestión y aún no hemos concretado
el destino a seguir. En 1930, luego de transcurrido un
siglo como nación independiente, el régimen del General
Juan Vicente Gómez saldó la deuda que agobiaba la República desde los días de la lucha por nuestra independencia, que había sido incrementada por la deuda generada
por los ferrocarriles que se construyeron a finales del Siglo
XIX y que pudo pagarse, gracias a los ingresos derivados
del inicio de Venezuela como país exportador de petróleo.
Desde entonces, lejos de tener una política económica
que impulsara a la nación “hacia un futuro franco de
bienestar general y desarrollo sostenido”, hemos vivido
décadas de prosperidad e incertidumbre, sobre las cuales
no hemos tenido control alguno, por la absoluta depen-
554
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
dencia en los caprichos de la demanda mundial del petróleo en la que nos hemos desempeñado.
En alguna forma, a medida que han ido creciendo
nuestros requerimientos financieros, logramos que los ingresos derivados de la explotación de los hidrocarburos,
alcanzara para atender una creciente población y brindarle mejores servicios, mayores oportunidades de educación, un importante incremento en la esperanza de vida
y una infraestructura de vialidad, suministro eléctrico y
telecomunicaciones, que en un momento nos colocó en
los primeros lugares entre las naciones latinoamericanas.
Desde época temprana, fueron muchos los venezolanos que tomaron conciencia de que los recursos financieros que generaba el petróleo, aunque abundantes, no
eran producto del esfuerzo creativo de los venezolanos, sino
consecuencia del agotamiento progresivo de activos finitos.
Fue Alberto Adriani uno de los más destacados con
sus voces de alerta, complementado con el mensaje inolvidable de Arturo Uslar Pietri en su editorial del 14 de
julio de 1936, publicado en primera página en el diario
AHORA bajo el título de “Sembrar el petróleo”. Es
oportuno citar ahora, para las generaciones más recientes, el primer párrafo de aquel editorial:
“Cuando se considera con algún detenimiento el panorama económico y financiero de Venezuela se hace
angustiosa la noción de la gran parte de economía
destructiva que hay en la producción de nuestra riqueza, es decir, de aquella que consume sin preocuparse de mantener ni de reconstituir las cantidades
existentes de materia y energía. En otras palabras la
economía destructiva es aquella que sacrifica el futuro al
presente, la que llevando las cosas a los términos del
fabulista se asemeja a la cigarra y no a la hormiga.”
Cabe recordar que para entonces, la producción petrolera era del orden de medio millón de barriles diarios y
teníamos unos tres habitantes por kilómetro cuadrado.
Desarrollo energético en Venezuela
555
Desde entonces han corrido mares de tinta, tratando
de interpretar los comentarios y escritos de Alberto
Adriani y el mensaje de Arturo Uslar Pietri en su memorable editorial.
Veinte años después de aquel editorial, en su discurso
de incorporación a la Academia de Ciencias Políticas y
Sociales (1955), Uslar habla de una Venezuela distinta:
Durante ese tiempo la industria petrolera de Venezuela
se convierte en una de las más grandes del mundo. Poderosas empresas dirigen su desarrollo y crean grandes
centros de trabajo y costosas y complicadas instalaciones.
En apartados lugares se alzan torres de perforación, se
tienden los tubos de los oleoductos, se tejen los hilos de
las centrales eléctricas y surgen campamentos de calles
asfaltadas y blancas casas.
Para aquel entonces, Venezuela se encontraba entre
los primeros productores de petróleo en el mundo y llegó
a ocupar el primer puesto como país exportador.
Uslar la veía así: Surgida la industria petrolera en esta
forma súbita, sin que el país estuviera preparado
para conocerla, aprovecharla y encauzarla, el problema
del petróleo pareció reducirse por mucho tiempo para
nosotros al de obtener para el fisco los mejores beneficios
monetarios.
Y para ofrecer una idea de las dimensiones de la economía decía:
“El contraste entre importación y exportación se
hace mucho más dramático si nos vamos a las cifras
relativas, que damos en seguida. En 1952, mientras
cada habitante de Venezuela, en promedio, compró
productos importados por un valor de 484 bolívares,
sus ventas al extranjero, excluidos el petróleo y el hierro, no llegaron sino a 38 bolívares.”
556
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Entre 1914, cuando entró en producción el primer
pozo comercial, “El Zumaque #1” y 1955 cuando Uslar
pronunció su discurso de incorporación al que ahora se
hace referencia, transcurrieron cuarenta y un años. Y
entre 1955 y 2013, el lapso es de cincuenta y ocho años.
Al final de aquel primer período (1955) el país estaba
produciendo algo más de tres millones de barriles diarios
y su población había alcanzado los seis millones de habitantes.
Había tres grandes operadoras petroleras la Creole
(Esso/Exxon), la Shell y la Mene Grande (Gulf) con
concesiones que debían expirar en 1983. En el Colegio de
Ingenieros de Venezuela el número de ingenieros y arquitectos inscritos alcanzaba a dos mil.
No se habían otorgado nuevas concesiones, apenas si
se mencionaban los crudos extrapesados o ‘bitúmenes’ de
la Cuenca de Maturín, ni se había promulgado la Ley de
Ejercicio Profesional de la Ingeniería, la Arquitectura y
Profesiones Afines. El precio del petróleo no pasaba de
tres dólares americanos por barril. El dólar se mantenía
a Bs. 3,33 desde finales de la década de 1930. El país
estaba bajo el régimen militar de Marcos Pérez Jiménez.
Para el fin del segundo período que nos trae a la
fecha del presente escrito, la población está en el orden
de los treinta millones, la producción de petróleo supera
los dos millones de barriles, con variaciones según la
fuente que la cite. El precio se ha mantenido por encima
de los cien dólares, durante cuatro de los cinco años
comprendidos entre 2008 y 2013, siendo este el lapso
más largo de precios altos que se ha experimentado en
la historia petrolera de Venezuela. Nunca antes había
tenido Venezuela tantos ingresos, como los que ha experimentado en los recientes años.
No obstante la situación económica es desconcertante
y su efecto se siente cada vez más en todos los estratos
sociales del país, una evidente muestra de que aún no
hemos aprendido a ‘sembrar el petróleo’.
Desarrollo energético en Venezuela
557
Dos enfoques, múltiples visiones
Los hidrocarburos –el petróleo, sus derivados y el gas
natural– son el componente de mayor importancia dentro del marco energético venezolano, pero más que como
el principal recurso energético, siempre han sido vistos
como la fuente fundamental de divisas y más popularmente como “la gallina de los huevos de oro”. Decía el
ministro Hugo Pérez La Salvia2 en el Simposio La Energía en Perspectiva:
“habría que ver al petróleo en dos aspectos: su participación dentro de la política energética nacional y
como producto de exportación en competencia en el
mercado internacional.”
Evidentemente que hay dos puntos de vista, el primero el de cómo administrar un recurso agotable para que
maximice los ingresos que genere y el otro, verlo como
componente, también fundamental, de las reservas energéticas del país, el cual, junto con los recursos hidráulicos, los otros recursos renovables, el carbón y eventualmente la energía nuclear, son indispensables para garantizar el bienestar de nuestra sociedad y su capacidad
de producción. En la ya lejana primera mitad del siglo
XX, la magnitud de la energía que exportábamos en la
forma de hidrocarburos era de grandes proporciones,
cuando se le comparaba con el consumo interno de
energía, pero el rápido crecimiento del país, la introducción de nuevos hábitos de consumo energético y la tendencia a estimular industrias en las que la energía es un
insumo importante, han contribuido a que el consumo
interno en las primeras décadas del nuevo milenio, alcance una magnitud del orden de la tercera parte de la
energía captada3 anualmente en el país.
Como se acaba de mencionar, la atención nacional se
ha centrado durante ya más de un siglo en la propiedad,
formas, reglas y legislación para regular la explotación y
en especial, sobre la mejor forma de distribuir entre sus
propietarios, los ingresos derivados de la venta en el
558
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
mercado internacional. Para ilustrar el contraste se puede señalar que la actividad del suministro eléctrico se ha
realizado en Venezuela de manera creciente e ininterrumpida desde 1888 sin legislación alguna. Al centrar la
atención en la monetización de los hidrocarburos –más
concretamente del petróleo– se descuidó de manera casi
total, el tema del uso racional de la energía para atender
las necesidades del país. Se partió del postulado de que
somos un país rico porque en Venezuela abunda la energía y que siendo la misma un pilar fundamental del
desarrollo, debería suministrarse al mínimo precio.
Volviendo al enfoque relativo al aprovechamiento del
recurso, se generaron a lo largo de los años una serie de
puntos de vista que han ido desde el de aquellos que
piensan que quienes poseen la tecnología, los recursos
financieros y tienen acceso a los mercados mundiales,
deben ser quienes manejen las empresas que encuentren
los yacimientos, los desarrollen, los exploten, procesen
sus productos y los lleven al mercado, quedando como
tarea de las autoridades nacionales, velar por lograr los
máximos ingresos derivados de la extracción del recurso
energético agotable. Por otra parte hay quienes piensan
que los fondos generados de la explotación del recurso
energético agotable deben ir directamente a sus verdaderos dueños, los ciudadanos y no como ha venido ocurriendo hasta el presente, en que han sido los gobiernos
quienes han captado y han dispuesto de dichos recursos.
Otros han sostenido la opinión de que siendo los recursos naturales no renovables propiedad del Estado, corresponde al gobierno como ente gestor que es, quien debe
realizar toda la labor integral del manejo de los entes
que se ocupen de la búsqueda, desarrollo, explotación y
venta del recurso extraído.
La indispensable racionalidad energética
Ya se ha señalado que el consumo interno de energía
constituye ya una parte importante de la matriz energética nacional, siendo el suministro eléctrico y el de los
Desarrollo energético en Venezuela
559
combustibles para el transporte, la producción agropecuaria, la industria, el comercio, los servicios y las necesidades domésticas, los más importantes renglones de
dicho consumo. Los combustibles, a excepción de la leña,
son fundamentalmente hidrocarburos. El carbón mineral
que se produce en Venezuela se destina totalmente a la
exportación.
Inicialmente el Ministerio de Fomento tuvo competencia en materia de minería, hidrocarburos y electricidad.
Para el manejo de los asuntos petroleros el ministerio
creo en 1930 la Oficina Técnica de Hidrocarburos, conduciendo los asuntos petroleros hasta 1951 cuando se
creó el Ministerio de Minas e Hidrocarburos, el cual ha
experimentado varios cambios de nombre: Ministerio de
Energía y Minas, Ministerio de Energía y Petróleo, Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería, siendo
siempre los hidrocarburos su actividad medular.
También el Ministerio de Fomento mantuvo competencia sobre el suministro eléctrico, actividad que estuvo
totalmente bajo la iniciativa privada hasta 1946 cuando
fue creada la Corporación Venezolana de Fomento, la
cual desde su Departamento de Electricidad impulsó el
desarrollo eléctrico en todo el territorio nacional, actividad que culminó con la creación de CADAFE en 1958.
Así mismo el Ministerio de Fomento crea en 1953 la
Oficina de Estudios del Caroní, la cual fue posteriormente incorporada a la Corporación Venezolana de Guayana
y finalmente se convirtió en la C.V.G. Electrificación del
Caroní, EDELCA. Cuando luego se constituyó el F.I.V.
(Fondo de Inversiones de Venezuela) éste heredó las funciones de la Corporación Venezolana de Fomento, entre
las cuales estaba la condición de accionista único de
CADAFE, a las que se sumó la posterior incorporación
de ENELVEN (Maracaibo) y BARQUISIMETO. Por otra
parte EDELCA continuó bajo la tutela de la Corporación
Venezolana de Guayana. En ambos casos el tutelaje se
concentró en los aspectos financieros, con escasa atención a los aspectos técnicos y operativos.
560
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Se extinguió el F.I.V. para convertirse en Banco de
Desarrollo Económico y Social (BANDES), las empresas
eléctricas bajo el tutelaje del primero fueron transferidas
al entonces llamado Ministerio de Energía y Minas, por
fin energía era, además de hidrocarburos, electricidad.
Sin embargo, en lo que a energías primarias se refiere, el
manejo de las cuencas, exceptuando la del Caroní, el
control siguió en manos del Ministerio del Ambiente.
No era nada indebido que diferentes organizaciones
tuviesen el control de los distintos organismos, empresas
y corporaciones que manejan los recursos energéticos de
Venezuela, lo deplorable ha sido, no solamente que con
frecuencia diferentes instituciones han optado por cursos
de acción que a veces hasta han sido contradictorios, más
serias todavía han sido las inconsistencias producto de los
frecuentes cambios de quienes han sido responsables de las
decisiones estratégicas relacionadas con el manejo de los
recursos energéticos, lo que ha dado motivo a improvisaciones y a una gran discontinuidad en las decisiones.
Como consecuencia en la actualidad los incrementos
de la demanda han obligado a la creciente utilización de
combustibles con un alto valor de exportación, por no
aprovecharse oportunamente recursos disponibles en la
forma de gas natural y en sitios con potencial hidroeléctrico en todas las escalas, desde plantas de centenares o
miles de megavatios, hasta pequeñas plantas que pudieran operarse a control remoto.
La solución no es precisamente, como se ha intentado,
colocando bajo marcos corporativos únicos, por una parte las organizaciones dedicadas a la industria de los hidrocarburos y por la otra las dedicadas al suministro
eléctrico. Dejando los vitales asuntos ambientales a otras
instancias.
La indispensable solución
No importa cuales sean las relaciones de dependencia
administrativa de los entes responsables del manejo de
Desarrollo energético en Venezuela
561
los recursos energéticos nacionales, es fundamental la
existencia de una Política Energética Integral, que
los conduzca hacia objetivos comunes que procuren óptimos resultados globales, capaces de neutralizar la multiplicidad de intereses puntuales que han prevalecido a lo
largo de la era petrolera venezolana.
Ya se ha mencionado que esa Política Energética
Integral debe enmarcarse dentro de una Política Económica, que además defina una Política Industrial y una
Política Tecnológica que marquen el porvenir de la Nación.
Durante la centuria ya transcurrida, las instituciones
tradicionales de gobierno, no han sido capaces de generar ese marco de orientación deseado, compartido, comprendido, respetado y permanente. Es necesario entonces
un esfuerzo nacional sin precedentes para establecerlo y
además para crear las instituciones que garanticen su
continuidad, por encima de los transitorios vaivenes que
se derivan de los eventos electorales, propios de una auténtica democracia y en especial, inmune a los impulsos
personalistas de quienes por circunstancias imprevistas llegan a posiciones de poder para las que no están calificados.
Volviendo a la cuestión energética, una vez acordada
la Política Energética habrá de disponerse de un cuerpo
calificado que vigile su cumplimiento y esté en capacidad
realizar progresivamente los ajustes necesarios para
adaptarlos a los cambios que vayan ocurriendo a nivel
nacional y a nivel mundial.
Dentro del marco legal venezolano, una vez existió
una Comisión de Energía de carácter multitudinario, que
bajo la conducción del Viceministro de Minas e Hidrocarburos de turno, debía convocar semestralmente a sus
integrantes. Exiguos fueron sus resultados.
Diferentes naciones han creado instituciones con el
propósito que nos ha ocupado. Ejemplos para estudio y
análisis abundan, los que deben ser considerados, siempre tomando en cuenta que el cuadro energético de cada
562
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
país tiene sus propias características y evoluciona de diferente forma.
Sobre el tema ya se ha escrito mucho y una bibliografía que lo refleje de forma debida, sin incurrir en serias
omisiones, sería tan extensa como esta misma nota. Reunir y estudiar lo que se ha dicho, es una de las grandes
tareas a ser acometidas, punto de partida para la acción
creativa.
(NOTAS)
Geólogo, egresado de la UCV, de un extenso recorrido
académico y profesional, autor de numerosos libros y centenares de artículos, ha sido Presidente de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat de enero 2007 a enero
2011.
1
2
Pérez La Salvia, Hugo (1991, mayo). Reflexiones sobre
Política Energética y Petrolera. Intervención en el Simposio
La Energía en Perspectiva, Caracas. [Documento en línea]
Disponible en: http://www.acading.org.ve/info/ingenieria/
pubdocs/documentos/reflexionessobrepoliticaenergeticay
petrolera.pdf
Se introduce el término “energía captada” para agrupar
bajo un mismo concepto, tanto la energía extraída de minas
y yacimientos no renovables, como a la energía que se deriva de los recursos hidráulicos, eólicos y solares.
3
Desarrollo energético en Venezuela
563
11.2 Política Petrolera
Ing. Rubén Caro y Geólogo Carlos Raúl Canard
Las políticas de los diferentes gobiernos que ha tenido
nuestro país desde los inicios del siglo veinte hasta el
presente, han servido para la calificación y cuantificación
de nuestros recursos energéticos, pero sin lograr con su
explotación y uso una seguridad energética permanente
para el país. Estos recursos importantes se pueden clasificar en dos categorías: los hídricos y los hidrocarburos.
Los recursos solar, eólico y los derivados de la leña han
sido complementarios.
En esta presentación nos referiremos a las políticas
energéticas para hidrocarburos, considerando que estas
van fundamentalmente a la exportación y la generación
de divisas para el desarrollo del país. Los hídricos se desarrollan para satisfacer los requerimientos del mercado
Interno para la Industria Eléctrica; sin embargo, los
complementan los hidrocarburos en la generación térmica.
Etapa 1914-1958 (Siglo XX): Con el inicio del siglo,
el gobierno de J. V. Gómez otorgó concesiones a venezolanos (decreto de Simón Bolívar en 1829, Quito) que luego fueron transferidos a compañías extranjeras, una de
las cuales logra descubrir con el pozo Zumaque Nº 1 el
campo gigante de Mene Grande, estado Zulia, el 15 de
abril de 1914, con el cual se inicia la explotación comercial de los hidrocarburos, ratificada con el reventón del
pozo Los Barrosos Nº 2 con producción de 100.000 barriles diarios el 27 de julio de 1922. Para este momento
ya se había promulgado la Primera Ley de Hidrocarburos de 1920, siendo Ministro de Fomento el Doctor
Gumersindo Torres, quien, posteriormente, en 1930, crea
el Servicio Técnico de Hidrocarburos, base de la primera
política energética del país. Es el inicio de la Industria
564
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Petrolera (hidrocarburos) y de un largo período concesionario de 62 años de duración.
Con esta política energética y luego con la Ley de
Hidrocarburos de 1943, aprobada en el gobierno democrático de Isaías Medina Angarita, se consolida el período concesionario y nace una nueva política energética de
Estado con las siguientes características: reversión de las
concesiones al término de 40 años, la uniformidad de los
términos de las concesiones con una regalía mínima de
16 2/3% y la muy importante condición de que las concesiones no confieren la propiedad de los yacimientos.
A partir de entonces, se incrementa el desarrollo de la
naciente Industria Petrolera de los Hidrocarburos en tierra y costa afuera, se logra una participación fiscal del
50% y se inicia en pleno la refinación en el país en los
años 1949 y 1950. No obstante la principal actividad es
la exportación de los hidrocarburos con precios inferiores
o iguales a USD 2,00 por barril, controlados por las empresas concesionarias.
En 1947, el Ministerio de Fomento en la introducción
de su Memoria y Cuenta establece cinco principios de
una política general (petrolera) determinante para el beneficio del país (el ministro es Juan Pablo Pérez Alfonso): 1. Mantener la ley de 1943; 2. No otorgar más
concesiones; 3. Cuidar de la conservación de los yacimientos y mejorar el aprovechamiento del gas producido; 4. Vigilar la participación de la Nación en las
ganancias de la Industria y 5. Procurar la mejor utilización de los petróleos venezolanos. Estos principios, con la
excepción de referido “No más concesiones”, fueron aplicados entre 1948 y 1958. En 1948 se establece la participación fiscal mínima del 50%; en 1949 entra en operación la refinería de Cardón y en 1950 la de Amuay.
En 1950, se establece por decreto el Ministerio de Minas
e Hidrocarburos. Santiago Vera Izquierdo es nombrado
su primer ministro. Algo muy importante sucede también en el año 1952: en el mes de septiembre se presenta
Desarrollo energético en Venezuela
565
la política general venezolana sobre la conservación de
los hidrocarburos en la reunión de la Comisión Interestatal Petrolera (Inter State Oil Company Commission),
en Canadá y en 1953, Venezuela se hace miembro de
esta Comisión.
Otro hecho importante es la creación del Instituto Venezolano de Petroquímica adscrito al Ministerio de Minas
e Hidrocarburos el 29 de junio de 1956. En este mismo
año se inicia el ciclo de otorgamiento de concesiones en
el Lago de Maracaibo con una superficie tope de 20 mil
hectáreas. El Ministro es Edmundo Luongo Cabello.
En 1957, dentro de la Política de Conservación del
Ministerio de Minas e Hidrocarburos, Creole inaugura la
planta de inyección de gas TJ-2 en el área de Tía Juana,
estado Zulia.
Finalmente, el 24 de febrero de 1958, Carlos Pérez de
la Cova es nombrado Ministro de Minas e Hidrocarburos. Con anterioridad, la Junta Provisional de Gobierno
había nombrado como Ministro de Minas e Hidrocarburos a José Lorenzo Prado.
Con el advenimiento de la democracia, se inicia un
período de políticas energéticas que cubren el período
1958-1976, fin del período de concesiones y el comienzo
del período de estatización, así como el inicio del desarrollo de los recursos hídricos y de una industria eléctrica.
Entre el 23 de enero de 1958 y el 31 de diciembre de
1975 se dictan una serie de leyes y se crean instituciones
que abren el camino para la nacionalización (estatización) de la Industria Petrolera del País; el Ejecutivo
Nacional establece el Consejo Nacional de la Energía
mediante el Decreto Nº 135 para asesorarlo en todas las
cuestiones relativas a la producción, distribución y consumo de las distintas clases de energía (11 de septiembre
de 1959); se crea, mediante el Decreto Nº 260 del Presidente Rómulo Betancourt la compañía petrolera estatal
Corporación Venezolana del Petróleo, CVP (14 de abril
566
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
de 1960); el Colegio de Ingenieros de Venezuela establece una Oficina de Autorización para los profesionales extranjeros, OCA, que inicia la venezolanización de la
Industria Petrolera (1960); se crea en Bagdad, Irak, la
Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP,
el 14 de diciembre de 1960, con la presencia de la delegación venezolana presidida por el ministro Juan Pablo
Pérez Alfonso. El Ministerio de Minas e Hidrocarburos
traspasa a la CVP la red nacional de gasoductos, que
dependía del Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP)
(19 de julio de 1961). La Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo (SVIP), publica “Aspectos de la Industria Petrolera Venezolana”, durante la conmemoración
del 2º Congreso Venezolano del Petróleo. Se promulgan
la Ley de Reversión (el 30 de julio de 1971), la Ley que
Reserva al Estado la Industria del Gas Natural (26 de
agosto de 1971); se promulga la Ley Orgánica que reserva
al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos (29
de agosto de 1975); se constituye, mediante el Decreto Presidencial Nº 1123, a Petróleos de Venezuela encargada de la
planificación, coordinación y la supervisión de la Industria
Petrolera Nacional, Rafael Alfonso Ravard es designado
como Presidente del Directorio (30 de agosto de 1975).
El 5 de marzo de 1979, el Ministro de Energía y Minas publicó el Primer Documento Rector de la Política
Energética Integral. (Ver en la página de la Academia en
la red mundial en la sección de Documentos: www.
acading.org.ve).
A partir de 1976 y hasta 1999, con la estatización
de la Industria Petrolera, basada en los conceptos y medidas legales establecidas en los años previos, Petróleos
de Venezuela comienza una política petrolera consistente
que incluye la unificación de las normas gerenciales aplicables a todas sus filiales mediante el proceso de racionalización de las empresas nacionalizadas, reduciéndolas
a solo tres empresas operadoras: Corpoven, Lagoven y
Maraven, eliminando de esta forma la duplicidad de cargos ejecutivos y reduciendo el número de personal re-
Desarrollo energético en Venezuela
567
dundante, que llevó a PDVSA a colocarse dentro de las
tres mejores empresas en el ámbito internacional. De
igual forma, se concentra en la preparación técnica y
gerencial de su personal que la lleva a la ejecución de
sus operaciones con un número de empleados apenas
superior a las 40.000 personas y lograr metas de producción de unos 3 millones de b/d con una reducción
continua de sus costos de operación. La continuidad de
estas políticas estadales se vio sustentada por la estabilidad de los presidentes conductores de la Empresa.
Al final de este período, el 12 de julio de 1997, durante
el Primer Congreso Ejecutivo de Petróleos de Venezuela
y sus empresas filiales, celebrado en Barquisimeto, estado
Lara, se aprueba eliminar las operadoras Corpoven,
Lagoven y Maraven y crear, para funcionar en 1998, la
Casa Matriz integrada por tres empresas funcionales de
exploración y producción, manufactura y comercialización y una de servicios. El 15 del mismo mes, el Ministerio de Energía y Minas ordena se ejecute lo acordado,
para el 1 de enero de 1998.
En virtud del mejor desempeño en sus operaciones de
refinación, emprendió la estrategia de compra de refinerías extranjeras que pudieran procesar sus crudos y que
tuvieran una gran red de distribución de productos refinados, ampliando así sus ganancias corporativas. Con
este concepto compró las refinerías de la empresa Ruhr
Oel de Alemania Federal, Nynas Petroleun de Suecia,
Citgo Internacional Champlin y Amerada Hess, en Saint
Croix, Islas Vírgenes, en los Estados Unidos de América,
que colocó a PDVSA en niveles de refinación superiores a
los dos millones de barriles por día.
Debido a sus limitaciones financieras para la inversión
en el tan necesario reemplazo de sus reservas probadas,
el incremento de producción y el desarrollo de las reservas de la faja petrolífera, se inició el proceso de Apertura
mediante los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, los Convenios de Operaciones para
568
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
activar campos “marginales” y profundizar los procesos
de producción en áreas convencionales y los Convenios
de Asociación Estratégica para el desarrollo de las reservas de petróleos no convencionales de la faja petrolífera
y el mejoramiento de los crudos producidos en instalaciones diseñadas a tal propósito. En esta etapa se
reactiva la Corporación Venezolana del Petróleo para administrar en nombre de PDVSA el programa de desarrollo en áreas a licitar para la Exploración a Riesgo y
Ganancias Compartidas con ocho grupos de compañías.
Incorpora a empresas con objetivos conexos como
Pequiven y Carbozulia e incentiva y lanza al campo internacional la Orimulsión, producto que reemplaza la
utilización del carbón para la generación de electricidad
y libera la producción de crudos no convencionales de la
faja petrolífera de la cuota de la OPEP.
Detalles cronológicos de los hitos más importantes que
consagran la continuidad de una política energética-petrolera
se muestran en el documento original.
En resumen, todas las acciones descritas mediante la
aplicación de una cónsona política de estado hasta el
año 1999, llevaron a un desarrollo efectivo de la Industria Petrolera y por ende al desarrollo e independencia
energética del país. Posteriormente a ese período, la Industria ha caído en una política de recesión que la ha
colocado en una posición internacional muy débil financieramente y de baja garantía judicial para atraer inversiones extranjeras en todos los ámbitos.
Al comienzo del período 1999-Presente, se establece
una “nueva” política de diversificación de actividades no
cónsonas con el propósito básico de una Industria Petrolera, que la conduce a una declinación de las inversiones
de capital, del potencial de producción, de mantenimiento tanto de los pozos activos como del mantenimiento
necesario de todas las instalaciones operacionales, lo cual
lleva a la empresa a un estado cercano al colapso.
Desarrollo energético en Venezuela
569
En este mismo período, Petróleos de Venezuela anuncia su nueva estructura organizativa. Se caracteriza por
la reducción de los niveles de inversión, la declinación de
la producción de hidrocarburos y el alza continua de los
precios internacionales del petróleo. Se le asignan actividades diferentes a las petroleras.
Organización
El 8 de diciembre de 1998, Hugo Chávez Frías es electo presidente de Venezuela. Cientos de empleados de las
Nóminas Mayor y Ejecutiva se acojen al Plan de Jubilación de Petróleos de Venezuela a partir del 1 de enero de
1999. El 27 de enero de 1999 Alí Rodríguez Araque es
nombrado ministro de Energía y Minas. El 1o de febrero
de 1999 Roberto Mandini es nombrado presidente de la
directiva de Petróleos de Venezuela. El 30 de agosto de
1999 Roberto Mandini renuncia a la residencia de Petróleos
de Venezuela. El 31 de agosto de 1999 se designa a Héctor
Ciavaldini como presidente de Petróleos de Venezuela.
Marco Legal
El 4 de marzo de 1999, Petróleos de Venezuela anuncia nueva estructura organizativa. El Directorio lo conformaron seis miembros con responsabilidades directas
sobre el negocio, al tiempo que se crean Centros de Excelencia para darle a la empresa mayor viabilidad y solidez.
El 29 de marzo de 1999, se celebra por primera vez,
la Asamblea de Accionistas de Petróleos de Venezuela, en
el Palacio de Miraflores. Se presentan los resultados financieros del año 1998 y la nueva orientación del negocio. El presupuesto de inversiones se rebaja en un 12% y
el de gastos en 22%.
El 18 de agosto de 1999, por decreto presidencial, se
establece, de acuerdo a la Ley de Adscripción de Institutos Autónomos y Fundaciones del Estado, la adscripción
y tutela de Petróleos de Venezuela, Palmaven, Pequiven,
Carbozulia y Bitor al Ministerio de Energía y Minas y la
de INTEVEP al Ministerio de Ciencia y Tecnología.
570
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
El 28 de septiembre de 1999, mediante el Decreto Nº
325, el presidente Hugo Chávez Frías designa el directorio de Petróleos de Venezuela, que preside Héctor
Ciavaldini y nombra la directiva de las empresas PDVSA
PETRÓLEO Y GAS, en la que se constituye la nueva
división de PDVSA GAS.
El 7 de octubre de 1999, el nuevo Reglamento de Orgánico del Ministerio de Energía y Minas, crea tres direcciones generales, de Hidrocarburos, de Energía y
Minas.
El 20 de diciembre de 1999, la Asamblea Nacional
Constituyente proclama la nueva constitución. El Artículo 12 determina que los yacimientos de hidrocarburos
son bienes del dominio público, inalienables e imprescriptibles. El Artículo 129 estipula la obligación de conservar el equilibrio ecológico y permitir la transferencia
tecnológica como parte integral de los contratos que
involucran recursos naturales. El Artículo 302 dispone
que la Nación conserve la totalidad de las acciones de
Petróleos de Venezuela.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En virtud del deterioro que presenta actualmente la
Industria Petrolera Venezolana, se requiere de un esfuerzo extraordinario para su recuperación. Tal esfuerzo debe
ser orientado al establecimiento de una nueva organización concentrada en el negocio petrolero y adaptada a
los objetivos originales de la organización, tal como fueron establecidos en el Decreto Presidencial N° 1123 del
30 de agosto de 1975, donde se constituye Petróleos de
Venezuela, como empresa encargada de la planificación,
la coordinación y supervisión de la Industria Petrolera
Nacional.
Por tal motivo nuestra propuesta es la de revisar y
adaptar el modelo de política energética de Estado puesta
en práctica en el año 1979 que dio los resultados positi-
Desarrollo energético en Venezuela
571
vos operacionales y financieros, tal como hemos señalado en esta presentación.
A continuación se resumen de las premisas y de la
Política Energética señaladas:
Premisas Principales
o Mantener el sistema democrático, como expresión
política en la conducción del Estado.
o Reformar la estructura administrativa del Poder Eje
cutivo permitiendo una mayor eficiencia en la elaboración e instrumentación de políticas económicas.
o La planificación energética forma parte de la planificación del desarrollo nacional.
o Mantener la contratación de asistencia tecnológica.
o La OPEP continuará jugando un papel importante
en el campo económico y energético.
o Diversificar los mercados de exportación de petróleo
y derivados manteniendo a los Estados Unidos como
nuestro principal mercado de exportación de petróleo.
Políticas
o El Estado se reserva la administración de todos sus
recursos energéticos primarios en el territorio nacional.
o El Estado garantiza la explotación y aprovechamiento de los recursos energéticos bajo el criterio
básico de conservación.
o Los programas de desarrollo de fuentes energéticas
no deben involucrar compromisos que pudieran
afectar en forma alguna la soberanía del país sobre
esas fuentes.
o Los programas de desarrollo energético deben estar
orientados a la incorporación del mayor valor agregado posible.
572
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
o El desarrollo energético nacional se hará utilizando
recursos energéticos autóctonos preferentemente.
o El sistema de precios internos de la energía deben
fundamentarse en la calidad, escasez, disponibilidad,
sustituibilidad y costos relativos de las fuentes energéticas nacionales, tomando en cuenta los precios
internacionales de la energía.
o Mantener niveles de producción de petróleo cónsonos
con las necesidades del país y de las exportaciones
generadoras de divisas.
o Mantener una relación reservas/producción de petróleo no menor de 15 años por cada tipo de crudo.
o Mantener la transferencia de tecnología requerida
por el sector energético y desarrollar tecnología propia a fin de fortalecer nuestro poder de decisión.
o Proteger el valor adquisitivo de las exportaciones de
petróleo en función de su valor intrínseco, de las
tasas internacionales de inflación, de las variaciones
monetarias internacionales y del costo involucrado
en el desarrollo de las fuentes energéticas, tradicionales y alternas.
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Martínez R., A. (2005). Cronología del Petróleo. (s.l.)
PetroleumWorld.
Desarrollo energético en Venezuela
573
12. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Consejo Editorial: Eduardo Buroz, Gonzalo Morales,
César Quintini y Manuel Torres Parra
La Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ha considerado los aportes de sus miembros correspondientes y de número, de sus asesores técnicos y de invitados especiales que conforman la nómina de autores de
los subcapítulos precedentes. Ha tomado en cuenta la
pertinencia de las fuentes utilizadas. Ha cumplido las disposiciones para emitir opiniones por el cuerpo corporativo. En virtud de lo cual concluye y recomienda.
ROL DE LA ENERGÍA EN EL
DESARROLLO NACIONAL
CONCLUSIONES
La matriz de consumo de energía primaria de Venezuela sufrirá cambios importantes en los próximos 20
años. Los factores que determinaran el cambio serán el
requerimiento de uso de combustibles más limpios y de
energías alternativas no contaminantes.
El incremento de consumo energético en Venezuela,
no ha estado acompañado de un incremento económico
semejante. Se impone el desarrollo de una política de
racionalización del consumo energético basada en eficiencia y ahorro energético.
La política pública de desaceleración del desarrollo hidroeléctrico y la baja eficiencia energética pueden comprometer los compromisos de Venezuela con el desarrollo
sustentable.
RECOMENDACIONES
Para Venezuela, cuyo desarrollo futuro continuará estando estrechamente asociado al campo energético, las
574
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
áreas de innovación tecnológica en materia energética,
deben constituir la columna vertebral de su programa de
desarrollo de ciencia y tecnología.
Un campo de atención fundamental es la reducción
de la intensidad energética de Venezuela, es decir el consumo de energía por unidad monetaria producida y abre
un amplio margen a la investigación a la vez que a la
implantación de políticas públicas que procuren el incremento de producción monetaria con consumo de energía
estable o disminuyendo.
La seguridad energética, entendida como la capacidad
de satisfacer la demanda de energía de la población y
sus actividades económicas en cantidad, calidad y oportunidad, está afectada por un conjunto de razones que
demandan atención técnica, gerencial e institucional.
Venezuela debe adoptar estrategias de gestión energética que aceleren el desarrollo de las fuentes gasíferas y
revisar la estrategia de inversión en hidroelectricidad
como política interna de adecuación a las exigencias del
desarrollo sostenible.
Además de las investigaciones, estrategias y actuaciones mencionadas, es necesario atender indagaciones en
técnicas de explotación de yacimientos petroleros de crudos extra-pesados y métodos de mejoramiento, en técnicas de almacenamiento de energía, de captación de CO2
e incrementar el conocimiento de los recursos y reservas
de energías renovables y fósiles no convencionales.
EL ESCENARIO MUNDIAL
1 Recursos Mundiales
CONCLUSIONES
No se vislumbra un colapso del suministro energético
mundial tradicional en el corto plazo.
Desarrollo energético en Venezuela
575
Petróleo
Se estima que las reservas mundiales probadas de petróleo convencional están en capacidad de satisfacer la
demanda por unas cinco a seis décadas más. Si se logra
extender la conversión de recursos en reservas, este período de disponibilidad podría ser más largo.
Gas
A los niveles del consumo actual, se considera que las
reservas probadas de gas convencional pueden satisfacer el
consumo de este hidrocarburo por unas seis décadas más.
Shale Gas
Los Estados Unidos con la incorporación de las reservas
de este hidrocarburo no convencional, puede llegar a convertirse en el mayor productor mundial de petróleo hacia
2020, reduciendo progresivamente sus importaciones hasta
lograr ser un exportador neto de petróleo hacia 2030.
La extracción plantea aún importantes problemas ambientales, sin embargo algunos países han aprobado su
explotación, otros están a la espera y pocos la han descartado y prohibido.
Carbón
Las reservas probadas mundiales de carbón y a los
niveles actuales de consumo, se estima una disponibilidad de este recurso durante un lapso entre 200 y 250
años. El 75% de las reservas las disponen los Estados
Unidos (28%), Rusia (17%) y China (16%) y Europa Occidental (14%).
Energías Renovables.
El potencial de las fuentes de energías renovables, en
su conjunto puede proporcionar cerca de 3.000 veces el
total de las necesidades actuales de demanda energética
global. Indiscutiblemente las energías renovables cuentan
con suficiente potencial para suplir la demanda energética en el futuro cercano.
576
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
2. Venezuela en el Contexto Mundial
Energético Futuro
CONCLUSIONES
Venezuela ocupa el cuarto lugar en reservas mundiales de hidrocarburos con 331 millardos de barriles, donde
el 90% es petróleo, y de estos el 87% es petróleo no
convencional de la FPO. En Latinoamérica aparecen 2
nuevos actores que son Brasil (petróleo del Pre Sal y gas
de lutitas) y Argentina (gas de lutitas).
En lo concerniente a reservas de gas natural (convencional y no convencional) ocupa el cuarto lugar en Latinoamérica. La existencia de gas en Argentina, México y
Brasil cambia completamente el panorama actual, ya
que las exportaciones (Bolivia, Trinidad y Perú) de gas
en la región tendrán que buscar otros mercados fuera de
Latinoamérica. Esta situación también afecta los proyectos
asomados por Venezuela de exportación de gas vía GNL.
La participación de Venezuela en el contexto mundial
de los hidrocarburos puede ser poco significativa a futuro
a pesar de su posición en cuanto a reservas de crudo.
Esto también es previsible para el gas natural.
RECOMENDACIONES
Realizar las acciones necesarias para obtener una participación mayor a nivel mundial, lo cual requiere de
cambios estructurales en la gestión petrolera, que podrán
comprender modificación del paradigma conservacionista
del recurso, la apertura a mercados más amplios y menos restringidos por las regulaciones de la OPEP, la incorporación de inversionistas extranjeros y nacionales
como socios de negocio, que faciliten la factibilidad financiera de los proyectos, adecuar leyes y reglamentos y
administrar la renta petrolera.
Formular una política energética integral para Venezuela, con base a las estrategias de consumo nacional y
producción exportable.
Desarrollo energético en Venezuela
3.
577
Inversiones en Ciencia y
Tecnología en Energías
CONCLUSIONES
Las tecnologías para concretar el uso de las energías
renovables (ER) están a diferentes niveles de desarrollo. En
muchos países las están utilizando en forma creciente. En
la medida que se expanda su uso se necesitará personal
entrenado por lo que es necesario hacer esfuerzos para la
formación de personal a todos los niveles de calificación.
RECOMENDACIONES
La utilización masiva de ER requiere reducir costos;
facilitar la integración de las ER a la red de trasmisión y
distribución de electricidad; reducir las pérdidas; determinar los recursos regionales para las distintas ER; realizar
investigaciones más avanzadas para reducir el consumo
energético en edificaciones y transporte; financiamiento
para crear nuevas infraestructuras de laboratorios y centros de I+D+i, crear nuevas opciones de almacenamiento
de energía y calor; y definir nuevas políticas que incluyan aspectos sociales.
NUESTRA RIQUEZA ENERGÉTICA
1. Energía Fósil
CONCLUSIONES
Petróleo
La cuantía de las reservas de petróleo ha permitido
establecer el paradigma de que Venezuela es una potencia mundial en hidrocarburos.
Gas
Venezuela cuenta con importantes recursos de gas natural, de los el 44% son reservas probadas, siendo las
578
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
asociadas a petróleo el 85% lo cual limita el desarrollo de
proyectos de gas a nivel internacional.
RECOMENDACIÓN
Desarrollar el gas no asociado con carácter impostergable e imprescindible con el objeto de abrir la oportunidad de incrementar el exiguo negocio que hoy tiene
el país de este hidrocarburo.
2. Energía Hidroeléctrica
CONCLUSIONES
La hidroelectricidad otorga una gran confiabilidad al
sistema de generación y permitió el desarrollo a gran
escala de industrias básicas en la región de Guayana.
Venezuela posee un amplio potencial de generación
hidroeléctrica, no desarrollado aún. La mayor parte de
este potencial se encuentra en las cuencas al sur del rio
Orinoco, especialmente en el sector sur de la cuenca del
rio Caroní.
La consideración de pequeñas centrales hidroeléctricas
requiere el planteamiento de una política de integración
a la red, sustitución total o parcial o complementación
de termo eléctricas, ya que su propósito no puede ser el
abastecimiento individual de pequeñas comunidades porque en el país existe una cobertura de la red de transmisión del 98,9%.
RECOMENDACIONES
Dar máxima prioridad dentro de los programas de expansión de generación a la construcción de plantas de
generación hidroeléctrica ubicadas dentro de las cuencas
andinas y de la cuenca del lago de Maracaibo, sin establecer restricciones en cuanto al porcentaje que debe tener este tipo de generación dentro del SIN.
Desarrollo energético en Venezuela
579
La función objetivo del programa de expansión de generación debe ser:
“tener tanta hidroelectricidad como sea posible y tanta termoelectricidad como sea necesario”
Desarrollar centrales hidroeléctricas que se encuentren
más inmediatas a los centros de consumo, que puedan
aportar la potencia necesaria en los momentos críticos
de la curva de demanda, que le den estabilidad al sistema y que reduzcan las pérdidas por transmisión.
3. Energías Alternativas en el Futuro
CONCLUSIONES
Los motores de combustión interna continuarán en
uso durante una parte importante de este siglo, hasta
tanto sean reemplazados por otros más eficientes y menos contaminantes. Sin embargo, los medios de transporte personal pueden ver alterado su uso en los próximos
cincuenta años, con otros tipos de vehículos.
En países desarrollados y emergentes se llevan a cabo
investigaciones sobre todas las posibilidades que ofrecen
las energías alternativas. Ninguna es conclusiva, pero
puede inferirse que, para el año 2050, ocuparán un alto
porcentaje de la oferta mundial.
La utilización de cada una de las energías alternativas
dependerá exclusivamente de las ventajas que éstas proporcionen en una región determinada. No puede asegurarse que haya alguna que no ofrezca ventajas y desventajas, todas las tienen y esto debe ser evaluado.
RECOMENDACIONES
Adoptar medidas como:
1. Ahorros en el consumo eléctrico.
2. Eliminar el despilfarro de energía.
580
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
3. Aumentar el consumo de energías alternas en sus
varias formas.
4. Aumentar la utilización de la bioenergía.
5. Aumentar la utilización de la hidroenergía, incluyendo la oceánica: olas y mareas.
6. Utilizar las energías limpias.
7. Utilizar los hidrocarburos, si es necesario.
DEMANDA NACIONAL DE ENERGÍA
1. Sector Transporte
CONCLUSIONES
Evaluada la base de datos del consumo de combustibles se concluye que no ofrece la confiabilidad requerida
para una prognosis cuantitativa.
El sector transporte consume parte de la renta petrolera en satisfacer la expansión de su infraestructura, ampliación de la flota vehicular y abastecimiento de combustible, a precios inferiores del costo de producirlos y
que han sido una ridícula fracción del precio de oportunidad del mismo.
Hay soluciones que permiten mejorar de manera significativa el transporte automotor unipersonal, existe la
tecnología para hacerlo, hace falta implantar los necesarios cambios actitudinales para lograrlo.
RECOMENDACIONES
Convocar al talento técnico nacional, a crear soluciones que, con inversiones modestas, sean capaces de aumentar la eficiencia del sistema de transporte existente,
para transportar más carga y mayor número de pasajeros.
Desarrollo energético en Venezuela
581
2. Sector Industrial
Según cifras de la Agencia de Información de Energía
EIA, en Venezuela y durante la última década el porcentaje de consumo de derivados del petróleo en la matriz
de energía del país ha aumentado de 36% a 47%.
En Venezuela., el mercado interno es atendido a través
de una red de transporte y suministro de gas. Las especificaciones del gas a los consumidores finales, dependen del
aprovechamiento de este recurso en cada sector industrial.
RECOMENDACIONES
o La incorporación de reservas provenientes de proyectos costa afuera, podrá satisfacer las necesidades
del mercado interno y liberar líquidos a los mercados de exportación.
o El gas natural está llamado a promover el desarrollo industrial del país.
o Se recomienda una profundización de políticas públicas, tendientes a promover el uso intensivo y eficiente del gas, en el sector industrial
3. Sector Urbano
CONCLUSIONES
Según los resultados del Censo de 2011, el 88,8% de
la población vive en áreas urbanas. Esto significa que
alrededor de los núcleos urbanos se conforma un flujo de
energías de gran magnitud. Las demandas de energía
urbana en el país, sin considerar las necesidades para el
transporte, están suplidas básicamente por dos fuentes: el
gas doméstico y la electricidad
Demanda de Gas
A escala nacional se cuenta con una infraestructura
de transmisión y distribución de gas. Para el año 2012,
la producción de gas natural alcanzó un volumen de
582
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
63,53 x 106 m3/d, de los cuales 0,45 x 106 m3/d (0,7%)
correspondieron al consumo doméstico.
El volumen de gas metano suministrado al sector doméstico cubrió la demanda de usuarios residenciales y
comerciales que, al cierre del año 2012, estaba integrado
por más de 353.000 usuarios conectados a la red de
distribución de gas; 91% de estos usuarios se encuentra
ubicado en La Gran Caracas, seguido por Valencia,
Barquisimeto, Guanta, Anaco, Cumaná, Barcelona, Barinas, Cagua, Maracaibo, Maturín y La Vela de Coro.
Los datos que PDVSA reporta en su Informe de Gestión
2012 señalan que el número de bombonas vendidas se redujo de 258.264 unidades colocadas en 2011 a 135.969
bombonas (-47,3%). Igual ocurrió con el alcance de la cantidad de familias beneficiadas, que disminuyó porque la
venta de bombonas pasó de 153.442 a 110.379 hogares
(-28 %).
Demanda de Electricidad
Se ha venido implementando una serie de políticas
tendentes a reducir el consumo en general y el per
cápita en particular. Dentro de esas políticas está la sustitución de bombillos incandescentes por ahorradores e
igualmente se han sustituido electrodomésticos como neveras y aires acondicionados por equipos de mayor eficiencia energética. El consumo de energía para climatizar hogares corresponde a más del 12% de toda la generación nacional de 122.896 GWh (0,7x106 bep/d).
RECOMENDACIONES
o Continuar con la política de ahorro y eficiencia
energética
o Mejorar el sistema de comercialización del gas para
consumo doméstico, incrementando la eficacia en
el servicio.
o Desarrollar una política orientada al diseño de viviendas con climatización pasiva.
Desarrollo energético en Venezuela
583
OFERTA NACIONAL DE ENERGÍA
1. Evolución de la Industria
Petrolera Venezolana.
CONCLUSIONES
Se reconocen cuatro grandes periodos:
1. El Régimen Concesionario (1914-1958).
2. El periodo de transición entre el régimen concesionario y la Industria Nacionalizada (1958~1976).
3. El periodo de la Industria Nacionalizada (19762002).
4. Período 2002-2013.
Con el descubrimiento del Zumaque No. 1, en 1914,
se dio inicio al Régimen Concesionario. El régimen de
explotación petrolera desde sus inicios sembró mitos perversos en la cultura del venezolano, tales como: el estado y el gobierno son la misma cosa, somos un país muy
rico y el pertenecer a las organizaciones públicas es la
plataforma para el aprovechamiento personal.
Venezuela procuró el tránsito hacia la superación de
la etapa rentista hacia una etapa productiva, que utilice
al petróleo como palanca para el desarrollo de otros sectores, como las industrias petroquímica, del hierro, del
carbón, del acero y del aluminio, de manera que hagan
a la economía del país menos dependiente del petróleo.
Lamentablemente esos esfuerzos no fueron suficientes
para superar la economía rentista.
Petróleos de Venezuela fue una empresa exitosa mientras se mantuvo en el cumplimiento de su misión empresarial. Se desarrolló un programa de modernización
del parque refinador ya iniciado en la refinería de El
Palito, con el cambio de patrón de refinación de Amuay,
Cardón y Puerto la Cruz y la fundación del Instituto de
Investigaciones Petroleras el cual generará la Orimulsión
584
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
y el proceso de conversión por adición de hidrógeno
HDH patentes venezolanas de importancia internacional
y el Instituto de Adiestramiento Petrolero INAPET que
derivará en la Universidad Corporativa, el CIED. PDVSA
alcanzó una capacidad de refinación de 3,5 MM BPD la
más grande de empresa alguna en el mundo, razón por
la cual fue calificada como una de las empresas más
importantes a nivel internacional. La apertura petrolera
se ejecutó mediante un proceso transparente, con el diálogo político necesario y dentro del ámbito del artículo V
de la Ley de Nacionalización en tres sectores: La operación de campos maduros, la exploración a riesgo y producción por ganancias compartidas y las asociaciones
estratégicas de la Faja.
La nómina de trabajadores de PDVSA ha crecido desordenadamente, el endeudamiento alcanza cifras muy
elevadas, se ha perdido el control administrativo, operativo y gerencial. La producción se ha reducido. Las refinerías registran el nivel más bajo de procesamiento en su
historia. Se han liquidado muchas de las propiedades en
el exterior. Se vende petróleo a futuro para obtener dinero fresco. Se han otorgado otorgarán licencias a empresas sin ningún conocimiento de las operaciones petroleras y se han incrementado las reservas de la Faja arbitrariamente sin el soporte técnico requerido.
RECOMENDACIONES
Una mirada al futuro
Realizar los esfuerzos necesarios para desarrollar otras
industrias, que permitan al país no ser tan dependiente
del petróleo. Esta aun es una tarea pendiente.
El futuro del petróleo está en declinación. Los países
desarrollados se orientan a cambiar sus matrices energéticas. Cada día las legislaciones ambientales responden
más y más a la necesidad de disminuir la utilización de
los recursos fósiles para atenuar el calentamiento global.
Desarrollo energético en Venezuela
585
2. La Industria Eléctrica Venezolana
Historia y Legislación.
CONCLUSIONES
En los 90 el país se encuentra dotado de un sistema
eléctrico confiable, interconectado, con más de un 60%
de generación hidroeléctrica, personal bien entrenado. La
capacidad disponible excede a la demanda en más de un
30%, los mantenimientos se realizan al día y los patrones de calidad del servicio eléctrico en Venezuela son
similares a los de países del primer mundo y muy por
encima de los estándares latino americanos.
En la primera década del 2000 y en lo que va de la
segunda década comienzan a sentirse los efectos de la
nueva situación política en la calidad del servicio eléctrico. Inicialmente el gobierno desplaza capitales nacionales
por empresas trasnacionales cuyos intereses con sus
inversores coliden con las necesidades de desarrollo eléctrico del país y con las nuevas regulaciones que van apareciendo (controles de cambio, dificultad para repatriar
capitales, congelamiento de tarifas). Es así como las 16
empresas que operaban en el país son nacionalizadas y
unificadas en una sola corporación en el año 2007. Esta
nueva empresa CORPOELEC se convierte en un organismo centralizado, burocrático, ineficiente y sin capacidad de respuesta oportuna.
OPORTUNIDADES DE EXPORTACIÓN
1. Oportunidades en la Faja del Orinoco
CONCLUSIONES
Parece aceptarse la premisa de que la única opción
que tiene Venezuela para mantener y elevar sustancialmente la producción en los años por venir (en el
largo plazo) es el Campo Faja Petrolífera del Orinoco, el
586
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
país debe plantearse las siguientes cuestiones y hacer las
evaluaciones técnico-económicas necesarias para acometer los proyectos que se requerirán:
1. Recursos humanos con la pericia necesaria para
trabajar a marcha forzada en todas las actividades y a la
vez servir para el adiestramiento continuo de los miles
de trabajadores que se requerirán (operadores, técnicos e
ingenieros).
2. Infraestructura para el apoyo logístico. Estamos
hablando de producir varios millones de barriles diarios
de petróleo.
3. Infraestructura de producción en el campo para
producir varios millones de barriles diarios de petróleo
extra pesado (plantas de vapor, el gas para la generación
de vapor y la electricidad para las miles de bombas electro sumergibles, líneas calientes, patios de almacenamiento en el campo -tank farms-, sistema de diluente
para el transporte a las plantas de mejoramiento, evaluar el mejoramiento in situ, etc.).
4. Infraestructura para las plantas de mejoramiento
(in situ o a distancia).
5. Producción de millones diarios de barriles de agua
salobre (nunca potable), que deberán ser re inyectados.
6. Producción de toneladas diarias de coque, a las que
debe buscársele mercado, y mientras tanto apropiados
lugares de almacenamiento.
7. Producción de toneladas diarias de azufre a los
cuales debe buscársele mercado, y mientras tanto lugares
seguros de almacenamiento para evitar la formación de
ácido sulfhídrico (H2S ), compuesto altamente tóxico y
eventuales lluvias ácidas.
Desarrollo energético en Venezuela
587
2. Oportunidades en Materia de
Gas Natural
CONCLUSIONES
La industria del gas natural en Venezuela, incluida su
industrialización con el desarrollo de la industria petroquímica, no será posible si no hay un ambiente de libre
mercado, de respecto a la propiedad privada y a la libertad económica.
RECOMENDACIONES
1. Hacer cumplir en toda su extensión la Ley de Gas
vigente, en especial en lo referente a la eliminación del
monopolio estatal en todas las actividades. También debe
permitirse al sector privado nacional e internacional que
participe vigorosamente en toda la cadena del negocio
del gas y sus componentes.
2. Incrementar el otorgamiento de licencias de exploración y explotación en las áreas costa afuera, que es
donde están las mayores expectativas para aumentar las
reservas de gas.
3. Reactivar la mayoría de las áreas donde están los
cerca de 20.000 pozos de petróleo actualmente cerrados,
reemplazándolos con pozos con nuevas tecnologías, que
pueden producir suficiente gas asociado, para abastecer
el mercado interno, mientras entra la producción costa
afuera.
4. Definir los precios y tarifas para los diferentes
energéticos. Es sabido que los precios del gas, la gasolina, el fuel, el diesel, la electricidad y el GLP están
subsidiados. 5. Sincerar la política de subsidios para productores y consumidores. Es necesario que esas políticas
vayan directamente a los que realmente necesiten el subsidio, y no a toda la población como ocurre hoy.
588
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
6. Devolverle al ente de gas (ENAGAS) su autonomía
funcional, y en una reforma de la Ley hacerlo verdaderamente autárquico como los entes reguladores de Colombia, México y Brasil.
7. Decidir cuál debe ser la matriz energética deseable
para el mercado interno nacional. Aunque hoy el gas
metano representa el 42% de los consumos primarios de
energía, todavía el consumo de líquidos derivados del petróleo y el gas es alto (26%) y parte podría ser reemplazado por gas natural y por otras fuentes de energía, en
especial los biocombustibles y la energía solar. Inclusive
por Orimulsión.
3. Oportunidades de Exportación
de Derivados del Petróleo.
Oportunidades de exportación de productos de
refinación de petróleo
CONCLUSIONES
Para maximizar el valor de los productos exportados
desde Venezuela, se requiere definir las estrategias y políticas comerciales basadas en el análisis de las condiciones del mercado internacional y de competidores a corto
y mediano plazo, de la base del recurso disponible para
comercializar y niveles de precios entre otras.
RECOMENDACIONES
Retomar por parte de la industria petrolera nacional
la orientación de negocio y de maximización de valor.
Desarrollar planes y estrategias, que entre otras cosas,
permitan las inversiones necesarias en el parque refinador para manufacturar los productos que se requieren
en el mercado interno, adecuar calidades de productos
para los mercados de exportación más rentables y desarrollar ventajas competitivas versus otros actores del
mercado.
Desarrollo energético en Venezuela
589
Oportunidades para la industria petroquímica
venezolana
CONCLUSIONES
En una perspectiva de mediano y largo plazo, el desarrollo petroquímico tendrá legitimidad económica y social en la medida en que logre agregar valor a los
hidrocarburos más allá de su utilización como combustibles; manufacturar productos a precios competitivos que
puedan ser exportados o transformados ulteriormente en
el país; generar cadenas de valor en el país propiciando
la instalación de industrias aguas abajo; generar empleos
e ingresos en divisas que contribuyan a diversificar la
economía del país; generar impactos positivos en las comunidades en las cuales realiza sus operaciones y garantizar operaciones seguras y sustentables desde el punto
de vista ambiental.
La petroquímica será una oportunidad de desarrollo
industrial que sólo podrá materializarse si los proyectos
se basan en ventajas comparativas reales, que permitan
generar ventajas competitivas, y se logra construir un
consenso nacional sobre su importancia y beneficios para
el país, que la dote de la legitimidad social necesaria
para su crecimiento.
RECOMENDACIONES
Reexaminar la situación y validar algunas premisas
que orientaron los planes petroquímicos en el pasado
para formular estrategias y conformar carteras de proyectos. Esto en un contexto que parece más difícil que
en el pasado, posiblemente con menores ventajas comparativas y con un acceso más difícil a los mercados de
exportación
Construir un consenso nacional que permita la formulación de políticas de estímulo claras; la evaluación objetiva de los aciertos y errores del pasado; la disposición de
asignar recursos para construir la infraestructura necesa-
590
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ria; la decisión de hacer inversiones en el sector petrolero
para asegurar la disponibilidad de materias primas; propiciar mecanismos donde participe la población y se beneficie de la actividad; llevar el consenso a los niveles
municipales y comunitarios y, finalmente, prever sus impactos ambientales y actuar en consecuencia.
Desarrollar políticas específicas relativas al suministro
de materias primas, garantizando la continuidad y calidad del suministro mediante contratos de largo plazo,
con fórmulas de precios que reflejen las realidades del
mercado internacional y las ventajas de Venezuela como
país productor de hidrocarburos.
Desarrollar infraestructura industrial específica (complejos petroquímicos, terminales portuarios y servicios industriales).
Prestar especial atención al contexto para invertir en
el sector. Esto incluye la revisión y eventual modificación del marco legal, en particular en lo relativo a la
reserva, la redefinición de los campos de actuación del
sector público y privado y la definición de esquemas de
asociación y, finalmente, el acceso al financiamiento,
que en muchos casos condiciona o determina la viabilidad de los proyectos.
Oportunidades de exportación de la industria
química
RECOMENDACIONES
Analizar las variables que afectan al sector y concretar
un plan de desarrollo de la industria química nacional.
Realizar los estudios de factibilidad técnico-económica
para manufacturar algunos de los productos importados
para sustituir importaciones y posibilitar su exportación.
Acelerar los proyectos de producción de gas natural y
líquidos de éste, lo que permitirá desarrollar proyectos de
escala mundial para producir petroquímicos básicos.
Desarrollo energético en Venezuela
591
RECUPERACIÓN DE LA SEGURIDAD Y LA
CONFIABILIDAD OPERACIONAL DE LAS
REFINERÍAS DE VENEZUELA.
CONCLUSIONES
Entre 2003 y 2012 hubo una ocurrencia de accidentes
industriales que rebasa los niveles en empresas petroleras
de la región y éstos siguen aumentando.
RECOMENDACIONES
Para emprender a corto plazo la recuperación del sistema de refinación venezolano se debe elaborar un plan
que contemple entre otros los siguientes elementos:
a) Realizar una auditoría técnico operacional de las
actividades de las Refinerías, apoyándose para ello en las
pericias y competencias en Seguridad y Confiabilidad
Operacional de expertos nacionales e internacionales.
b) Rescatar el Sistema de Gestión centrado en un modelo de excelencia operacional basado en el Ciclo de Mejora Continua (CMC), con la continua evaluación y
control del desempeño de la gestión, rescatando el uso de
la metodología del “Sistema Balanceado de Indicadores
(SBI) o Balanced Score Card (BSC)”, herramienta
adoptada por las más reconocidas corporaciones internacionales.
c) Reimplantar los programas de Gestion de Seguridad, Salud y Ambiente, buscando la reimplantación de
programas clase mundial de Gerencia de Seguridad de
los Procesos, Seguridad Basada en Comportamiento y
Auditorias de Accidentes/ Incidentes, tales como los contemplados en el sistema Ssistema de Gerencia Integral
de Riesgos (SIR–PDVSA) y las mejores practicas internacionales de Gerencia Integral de Riesgos Aplicados a Seguridad, Salud y Ambiente.
592
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
d) Rescatar las mejores prácticas de la filosofía de
Confiabilidad Operacional, aplicadas a programas cero
fallas.
e) Reimplantar los procedimientos utilizados para el
manejo de control de cambios originados por eventuales
modificaciones/cambios menores de las plantas e instalaciones, así como para su ejecución.
f) Aplicar los Procedimientos para la Visualización,
Conceptualización, Definición, Desarrollo y Ejecución de
Proyectos Mayores.
g) Potenciar la capacidad de la gente, fundamentando
la gestion de recurso humanos en el Adiestramiento Basado en Competencias/Unidades del Conocimiento y el
Liderazgo Supervisorio/Técnico y Gerencial centrado en
un modelo de excelencia operacional.
h) Ratificar el compromiso de dirigir el accionar de la
Gerencia de Refinacion Venezuela bajo los principios de
la Responsabilidad Social Empresarial, enmarcando su
mejora continua y crecimiento en la protección y cuidado del medio ambiente, asi como en su genuina contribución con el progreso de la sociedad, sin distraer su
gestion con actividades que no le competen.
DESARROLLO ENERGÉTICO
Y RIESGOS AMBIENTALES
CONCLUSIONES
o La situación del cambio climático global es alarmante y podría producir efectos nocivos en el corto
plazo
o La humanidad cuenta con directrices claras con las
cuales podría, con el uso de tecnologías de generación de energías limpias y con las inversiones adecuadas, lograr revertir la tendencia actual de aumento de emisiones.
Desarrollo energético en Venezuela
593
o Se están haciendo inversiones importantes en investigación y desarrollo de energía limpias que permitirán disminuir los costos de implantación de estas
tecnologías.
o A pesar de que no se espera que Venezuela sea un
país de alta producción de CO2 eq es preocupante
que no mantenga un programa de generación de
información que permita hacer seguimiento a los
cambios y a tomar medidas correctivas a tiempo.
o No se tiene certeza sobre el efecto global real del
parque automotor en Venezuela sobre la calidad del
aire, pero es de esperar que se esté en presencia de
un deterioro de la contaminación por oxidantes y
monóxido de carbono debido a lo anticuado del
parque.
RECOMENDACIONES
o El desarrollo de las energías limpias requiere en es
tas primeras fases del apoyo del Estado.
o En el caso venezolano se hace necesario establecer
una red de mediciones de calidad del aire, tener un
programa de estimación de emisiones y actualizar
los reportes de cambio climático.
o Las autoridades venezolanas deben hacer un esfuerzo mayor por controlar y modernizar el parque automotor.
o Se debe ahondar más en la capacidad humana
para generar los cambios tecnológicos y económicos
que se requieren para continuar el crecimiento
como especie sin necesidad de sacrificar el confort
de las generaciones futuras. Esta premisa abre una
importante línea de investigación a las universidades nacionales.
594
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
NORMATIVA LEGAL NECESARIA
1. Aspectos Institucionales y Normativos
CONCLUSIONES
En la actualidad PDVSA es manejada con criterios no
empresariales ni de negocios, lo que se refleja en el incumplimiento de sus “Planes de Negocios”, principalmente en el no incremento de la producción de petróleo y gas
natural, en el desfase continuo de los proyectos, incremento
de los incidentes y accidentes, entre otras materias.
RECOMENDACIONES
Es necesario fortalecer la institucionalidad en el sector
hidrocarburos (petróleo y gas natural) comenzando por
la estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y en general toda la Industria Petrolera Venezolana (IPV).
Para el fortalecimiento de la institucionalidad en el
sector hidrocarburos se requiere:
o Reformar la Ley Orgánica de Hidrocarburos de
2006;
o Crear un Ministerio de Energía moderno;
o Crear una Comisión Nacional de Energía independiente del gobierno de turno; y
o Crear el Ente Nacional de los Hidrocarburos.
Se debe promover el desarrollo de empresas intensivas
en uso de energía: empresas conexas, empresas de refinación y empresas aguas abajo de la refinación.
El excedente económico que se origine en la actividad
petrolera, que corresponde a la Nación, debe ser destinado totalmente a la creación del Fondo Venezuela, que
será el fondo de ahorro y patrimonio de los venezolanos.
El mismo promoverá la estabilidad fiscal y el uso reproductivo de los ingresos petroleros.
Desarrollo energético en Venezuela
595
Se debe valorar la posibilidad de utilizar figuras de
comprobado éxito en otros países, tales como la colocación de Proyectos de Hidrocarburos en la Bolsa de Valores, para dinamizar el flujo de capitales y otras innovaciones existentes en el mercado petrolero internacional.
La idea es innovar para lograr el desiderátum de transformar la riqueza petrolera en calidad de vida de los
venezolanos.
Se deben revisar los acuerdos y convenios bilaterales y
acondicionarlos a los mejores intereses de la Nación.
2. Leyes del Servicio Eléctrico 1999 y 2010
RECOMENDACIONES
Revisar la Ley Eléctrica del 2010 para permitir adecuarla de modo de garantizar la seguridad energética.
POLÍTICA PARA EL DESARROLLO
ENERGÉTICO
1. Política Energética Integral
CONCLUSIONES
El precio del petróleo se ha mantenido por encima de
los cien dólares, durante cuatro de los cinco años comprendidos entre 2008 y 2013, siendo el lapso más largo
de precios altos que se ha experimentado en la historia
petrolera de Venezuela. Nunca antes había tenido Venezuela tantos ingresos, como los que ha experimentado en
los recientes años.
Dos enfoques, múltiples visiones
Los hidrocarburos –el petróleo, sus derivados y el gas
natural– son el componente de mayor importancia dentro del marco energético venezolano, pero más que como
el principal recurso energético, siempre han sido visto
como la fuente fundamental de divisas.
596
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
Para desarrollar la gestión petrolera hay dos puntos de
vista, el primero, el de cómo administrar un recurso
agotable para que maximice los ingresos que genere y el
otro, verlo como componente, de las reservas energéticas
del país, el cual, junto con los recursos hidráulicos, los
otros recursos renovables, el carbón y eventualmente la
energía nuclear, son indispensables para garantizar el bienestar de nuestra sociedad y su capacidad de producción.
La atención nacional se ha centrado durante ya más
de un siglo en la propiedad, formas, reglas y legislación
para regular la explotación y en especial, sobre la mejor
forma de distribuir entre sus propietarios, los ingresos
derivados de la venta en el mercado internacional.
Al centrar la atención en la monetización de los hidrocarburos –más concretamente del petróleo– se descuidó de manera casi total, el tema del uso racional de
la energía para atender las necesidades del país. Se partió
del postulado de que somos un país rico porque en Venezuela abunda la energía y que siendo la misma un pilar
fundamental del desarrollo, debería suministrarse al mínimo precio.
Como consecuencia en la actualidad los incrementos
de la demanda de energía han obligado a la creciente
utilización de combustibles con un alto valor de exportación, por no aprovecharse oportunamente recursos disponibles en la forma de gas natural y en sitios con potencial hidroeléctrico en todas las escalas, desde plantas de
centenares o miles de megavatios, hasta pequeñas plantas que pudieran operarse a control remoto.
RECOMENDACIONES
La indispensable solución
Establecer una Política Energética Integral, que los
conduzca hacia objetivos comunes que procuren óptimos
resultados globales. La Política Energética Integral debe
enmarcarse dentro de una Política Económica, que ade-
Desarrollo energético en Venezuela
597
más defina una Política Industrial y una Política Tecnológica que marquen el porvenir de la Nación. Acordada
la Política Energética habrá de disponerse de un cuerpo
calificado que vigile su cumplimiento y esté en capacidad
realizar progresivamente los ajustes necesarios para
adaptarlos a los cambios que vayan ocurriendo a nivel
nacional y a nivel mundial.
Crear las instituciones que garanticen la continuidad
de la Política Energética Integral, por encima de los
transitorios vaivenes que se derivan de los eventos electorales.
2. Política Petrolera
CONCLUSIONES
La recuperación de Industria Petrolera Venezolana
debe estar orientada al establecimiento de una nueva organización concentrada en el negocio petrolero y adaptada a los objetivos originales de la organización, tal como
fueron establecidos en el Decreto Presidencial N° 1123
del 30 de agosto de 1975, donde se constituyó Petróleos
de Venezuela, como empresa encargada de la planificación, la coordinación y supervisión de la Industria Petrolera Nacional.
RECOMENDACIONES
Se recomienda revisar y adaptar un modelo de política
energética de Estado como la puesta en práctica en el
año 1979 que dio los resultados positivos operacionales y
financieros, por supuesto adoptándolo a las realidades actuales.
A continuación se resumen las premisas y principios
de esa Política:
Premisas Principales
o Mantener el sistema democrático, como expresión
política en la conducción del Estado.
598
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
o Reformar la estructura administrativa del Poder
Ejecutivo permitiendo una mayor eficiencia en la
elaboración e instrumentación de políticas económicas.
o La planificación energética forma parte de la planificación del desarrollo nacional.
o Realizar la contratación de asistencia tecnológica
con efectividad.
o La OPEP continuará jugando un papel importante
en el campo económico y energético.
o Diversificar los mercados de exportación de petróleo
y derivados manteniendo a los Estados Unidos como
nuestro principal mercado de exportación de petróleo.
Políticas
o El Estado se reserva la administración de todos sus
recursos energéticos primarios en el territorio nacional.
o El Estado garantiza la explotación y aprovechamiento de los recursos energéticos bajo el criterio
básico de conservación.
o Los programas de desarrollo de fuentes energéticas
no deben involucrar compromisos que pudieran
afectar en forma alguna la soberanía del país sobre
esas fuentes.
o Los programas de desarrollo energético deben estar
orientados a la incorporación del mayor valor agregado posible.
o El desarrollo energético nacional se hará utilizando
recursos energéticos autóctonos preferentemente.
o El sistema de precios internos de la energía deben
fundamentarse en la calidad, escasez, disponibilidad,
sustituibilidad y costos relativos de las fuentes energéticas nacionales, tomando en cuenta los precios
internacionales de la energía.
Desarrollo energético en Venezuela
599
o Mantener niveles de producción de petróleo cónsonos
con las necesidades del país y de las exportaciones
generadoras de divisas.
o Mantener una relación reservas/producción de petróleo no menor de 15 años por cada tipo de crudo.
o Mantener la transferencia de tecnología requerida
por el sector energético y desarrollar tecnología propia a fin de fortalecer nuestro poder de decisión.
o Proteger el valor adquisitivo de las exportaciones de
petróleo en función de su valor intrínseco, de las
tasas internacionales de inflación, de las variaciones
monetarias internacionales y del costo involucrado
en el desarrollo de las fuentes energéticas, tradicionales y alternas.
Cuadro 1A.
1,0000
23,9471
5,4762
5,9048
5,8095
3,7793
12,1418
x 103
0,0283
0,6780
0,1551
0,1672
0,1645
MIL PC GAS
MIL LIT. GLP
Diesel
Fueloil
BAR.
BAR.
MILLÓN KCAL 0,1070
GWH14 (1)
0,5070
x 103
0,1579
0,2426
0,2466
0,2286
1,0000
0,0417
1,4747
MIL LIT.
GLP
2,2170
x 103
0,6906
1,0690
1,0783
1,0000
4,3729
0,1826
6,4488
2,0563
x 103
0,6405
0,9839
1,0000
0,9274
4,0553
0,1694
5,9808
BARRIL
FUELOIL
2,0899
x 103
0,6510
1,0000
1,0164
0,9426
4,1224
0,1721
6,0790
29,10 x 10-4
GWH
(1)
4,780 x 10-4
4,860 x 10-4
4,510 x 10-4
19,69 x 10-4
3,2111
x 103
1,0000
1,0000 3,114 x 10-4
1,5361
1,5613
1,4480
6,3313
0,26,46 0,823 x 10-4
9,3442
BARRIL MILLÓN
Petr.EO. KCAL
Ejemplo: 1 Barril de Diesel = 0,1551 Mil MC de Gas o 228,6 Litros de GLP
Base: Gas de 1050 BTU/PC
1 Barril = 158.988 Litros
MC Gas: metros cúbicos de gas - PC Gas: pies cúbicos de gas - GLP: Gas licuado de petróleo
GWH(1):
Gigawatios/hora
primarios
0,3438
x 103
35,3150
1,0000
MIL MC GAS
BARRIL
Petro. EO.
MIL PC
GAS
MIL MC
GAS
BARRIL
DIESEL
Tabla de Conversión energética. Fuente: Balances Energéticos de Venezuela.
Mininterio de Energía y Minas (1980).
600
Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat
ANEXOS
Instrumentos de gestión energías alternativas
601
Academia
de
Ciencias Políticas y Sociales
Desarrollo de Nuevos Instrumentos
para la Gestión de las Energías
Alternativas
602
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
Eugenio Hernández-Bretón
Instrumentos de gestión energías alternativas
603
1. La regulación legal de las fuentes de energía
La regulación más o menos sistemática del sector
eléctrico en Venezuela es relativamente reciente. Hasta el
año 1996 fue notoria la ausencia de una regulación uniforme del sector eléctrico.1 La normativa existente, además de dispersa, no fue considerada adecuada a las
exigencias del servicio e insuficiente para enfrentar los
cambios frecuentes en la materia2. Desde el Decreto No.
1.558 de 30 de octubre de 1996, mediante el cual se
dictan las Normas para la Regulación del Sector Eléctrico (publicado en la Gaceta Oficial No. 36.085 de 13 de
noviembre de 1996), se han venido dictando una serie de
leyes y decretos presidenciales que regulan la materia
eléctrica. De entre ellos, y sin ánimo exhaustivo, vale la
pena recordar el Decreto No. 319 con rango y fuerza de
Ley del Sector Eléctrico (publicado en la Gaceta Oficial
No. 36.791 de 21 de septiembre de 1999), estableciéndose
con el “por primera vez en Venezuela un régimen jurídico completo para el sector eléctrico, en un instrumento
de rango legal”3.
El Decreto-Ley estuvo reglamentado mediante el Decreto No. 1.124 de 13 de diciembre de 2000, contentivo
del correspondiente Reglamento General (publicado en la
Gaceta Oficial No. 5.510 Extraordinario de 14 de diciembre de 2000). Dicho Decreto-Ley, de carácter preconstitucional, sin embargo, no tuvo vigencia efectiva, y fue
derogado por la Ley No. 78/Ley Orgánica del Servicio
Eléctrico (publicada en la Gaceta Oficial No. 5.568 Extraordinario de 31 de diciembre de 2001). Esta Ley Orgánica del Servicio Eléctrico fue derogada a su vez por
la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico (publicada en la Gaceta Oficial No. 39.573 de 14 de diciembre
de 2010), la cual se complementa con la Ley de Uso
604
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
Racional y Eficiente de la Energía (publicada en la Gaceta Oficial No. 39.823 de 19 de diciembre de 2011).
También debe mencionarse el Decreto No. 5.330, con
rango y fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del
Sector Eléctrico (publicado en la Gaceta Oficial No.
38.736 de 31 de julio de 2007), modificado parcialmente
por la Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico (publicada en la Gaceta Oficial No. 39.493 de 23
de agosto de 2010).4 Sin embargo, como se verá más
adelante, las energías alternativas han tenido poco espacio en dichos instrumentos normativos.
La competencia constitucional para regular la materia
energética corresponde esencial y principalmente al Poder
Público Nacional, al atribuírsele competencia en cuanto:
(i) a la conservación, fomento y aprovechamiento de
los bosques, suelos, aguas y otras riquezas naturales
del país (Artículo 156.16);
(ii) a la legislación en materia de ambiente, aguas y
ordenación del territorio (Artículo 156.23);
(iii) al régimen general de los servicios públicos domiciliarios y, en especial, electricidad, agua potable y
gas (Artículo 156.29); y
(iv) a la legislación relativa a todas las materias de la
competencia nacional (Artículo 156.32).
Además, es de la competencia del Poder Público Nacional toda otra materia que le corresponda por su índole o naturaleza (Artículo 156.33).
En este contexto debemos hacer referencia a las disposiciones constitucionales que establecen el derecho y el
deber de cada generación de proteger y mantener el ambiente en beneficio de si misma y del mundo futuro, así
como el derecho individual y colectivo de cada persona a
disfrutar de una vida y de un ambiente seguro, sano y
ecológicamente equilibrado, destacando el deber del Estado de proteger el ambiente y de garantizar, con la activa
participación de la sociedad, que la población se desen-
Instrumentos de gestión energías alternativas
605
vuelva en un ambiente libre de contaminación, en donde
el aire, el agua, los suelos, las costas, el clima, la capa
de ozono, las especies vivas, sean especialmente protegidos (Artículo 127). Por otra parte, se establece el imperativo constitucional de que mediante ley orgánica se fijen
los lineamientos para el desarrollo de una política de ordenación del territorio atendiendo a las realidades ecológicas, geográficas, poblacionales, sociales, culturales,
económicas, políticas, de acuerdo con las premisas del
desarrollo sustentable, que incluya la información, consulta y participación ciudadana (Artículo 128).
Estas competencias se ejercen fundamentalmente por
la Asamblea Nacional y se manifiestan en leyes nacionales (Artículo 187.1). Además de lo anterior, el Poder Público Municipal goza de competencias constitucionales en
el sector del servicio de electricidad, incluyendo la gestión
del mismo, en cuanto concierne a la vida local, así como
la prestación del mismo, de conformidad con la delegación prevista en la ley que rige la materia, así como el
mejoramiento, en general, de las condiciones de vida de
la comunidad, en el área del servicio en cuestión (Artículo 178). En este sentido es de mencionar el Decreto No.
1.507, con rango y fuerza de Ley de Armonización y
Coordinación de Competencias de los Poderes Nacional y
Municipal para la Prestación de los Servicios de Distribución de Gas con Fines Domésticos y Electricidad (publicado en la Gaceta Oficial No. 37.319 de 7 de noviembre
de 2001).5 No obstante, en atención a lo establecido en
la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico, las
competencias municipales se han reducido a apoyo técnico y colaboración con los órganos del Poder Público Nacional.6
2. Las fuentes de energía convencional
Desde un punto de vista jurídico, las fuentes de energía convencional en Venezuela han sido los hidrocarburos líquidos y gaseosos, así como la hidroelectricidad
(Artículo 16.11 de la Ley Orgánica de Sistema y Servicio
606
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
Eléctrico; artículo 6.2 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).7 Los primeros son objeto de regulación específica e independiente por parte del legislador
venezolano.
En su caso, los hidrocarburos líquidos se regulan por
la Ley Orgánica de Hidrocarburos (publicada en Gaceta
Oficial No. 38.493 de 4 de agosto de 2006) y, por su
parte, los hidrocarburos gaseosos se regulan por la Ley
Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (publicada en Gaceta Oficial No. 36.793 de 23 de septiembre de 1999).8
La energía hidráulica queda sometida a la legislación
general en materia de electricidad (Ley Orgánica de Sistema y Servicio Eléctrico y Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía) y, en general, a la Ley de Aguas
(publicada en la Gaceta Oficial No. 38.595 de 2 de enero
de 2007).9
Por estas razones y visto que el Derecho de la Energía
se puede extender a las normas sobre la protección del
ambiente, el uso de las aguas, la regulación de las energías renovables y la energía nuclear, no sorprende que se
afirme que entre nosotros el Derecho de la Energía “no
ha sido aún considerado como un sistema ordenado de
normas jurídicas” y que, “por el contrario la dispersión y
en muchos casos la complejidad de sus contenidos ha
dado lugar a interpretaciones absolutamente contrapuestas tanto en la doctrina como en la jurisprudencia”10.
Este es el panorama legislativo con el que nos topamos.11
3. Fuentes de energías alternativas
Las fuentes de energías alternativas son aquellas que
permiten la generación de energía eléctrica en sustitución de las fuentes de energía convencional (Artículo
16.11 de la Ley Orgánica de Sistema y Servicio Eléctrico;
artículo 6.2 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la
Energía). De las fuentes de energía convencional, tan
solo la hidroelectricidad o energía hidráulica califica
como “energía renovable”. Por energía renovable se en-
Instrumentos de gestión energías alternativas
607
tienden aquellas que se obtienen del aprovechamiento de
fuentes de energía primaria naturales capaces de regenerarse (Artículo 6.3 de la Ley de Uso Racional y Eficiente
de la Energía). En todos los casos anteriores, tanto para
las fuentes de energía convencional como para las fuentes de energías alternativas, se trata de fuentes de energía primaria, es decir aquella que se encuentra disponible
en la naturaleza y que puede ser transformada para producir energía eléctrica (Artículo 16.10 de la Ley Orgánica
del Sistema y Servicio Eléctrico).
Entre las fuentes de energías alternativas que reconoce
la legislación venezolana se encuentran la energía solar,
la energía eólica, la bioenergía, la energía geotérmica, la
energía mareomotriz, los gases de desechos, los gases de
plantas de depuración y el biogás (Artículo 6.3 de la Ley
de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
4. La normativa sobre las fuentes de energías
alternativas
4.1. Registro Nacional de Energías Renovables
Las normas venezolanas sobre las fuentes de energía
renovable han sido escasas y dispersas. El primer intento
expreso por regularlas, aunque muy limitadamente, se
encuentra en la Resolución No. 077 de 10 de mayo de
2007, dictada por el Ministerio del Poder Popular para
Energía y Petróleo, por la cual se crea el Registro Nacional de Energías Renovables (publicada en la Gaceta Oficial No. 38.683 de 15 de mayo de 2007) (“Resolución
No. 077”). Llama la atención de que a pesar de que para
esa fecha se encontraba vigente la Ley No. 78/Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, la misma no fue invocada
como fundamento para dictar la Resolución en cuestión.
Antes bien, la Resolución No. 077 cita como fundamento
los artículos 127, 128 y 156 de la Constitución, además
del artículo 76, numerales 1 y 8 de la Ley Orgánica de
la Administración Pública y el artículo 20 del Decreto
No. 5.103, de fecha 28 de diciembre de 2006 sobre Or-
608
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
ganización y Funcionamiento de la Administración Pública Nacional (publicado en la Gaceta Oficial No. 5.836
Extraordinario de 8 de enero de 2007). Las normas citadas tienen que ver con asuntos ambientales, aprovechamiento de recursos naturales y organización de la administración pública. La Resolución No. 077, sin embargo,
expresa la preocupación por el racional y necesario aprovechamiento de fuentes renovables para así:
“disponer de diferentes tipos de energías, con la que se
pueda propiciar la solución de problemas de carácter
socio-productivo que aquejan a un sector considerable
de la población venezolana, principalmente aquella que
habita en zonas energéticamente desasistidas y con limitadas posibilidades de desarrollo económico”.
La Resolución No. 077 creó el Registro Nacional de
Energías Renovables, el cual será llevado por la Dirección General de Energías Alternativas del entonces Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
(hoy adscrita al Ministerio del Poder Popular para la
Energía Eléctrica12) (Artículo 1 de la Resolución No.
077). Con el mencionado registro se buscaba disponer de
una base de datos para uso del Estado, que sirviera para
fines informativos y de control sobre todas las actividades relacionadas con las energías renovables, incluyendo
el equipamiento y los proyectos de investigación y desarrollo (Artículo 2 de la Resolución No. 077). A los efectos de la Resolución No. 077 los tipos de fuentes de
energía renovable son las siguientes: (i) solar, (ii) eólica,
(iii) hidráulica, (iv) biomasa, (v) geotermia, (vi) mareomotriz, y (vii) hidrógeno (Artículo 3 de la Resolución
No. 077). La obligación de inscribirse en el Registro se
impuso a todas las personas, naturales o jurídicas, públicas o privadas, que realicen o pretendan realizar actividades o proyectos directamente vinculados con las
energías renovables (Artículo 4 de la Resolución No.
077). También debía inscribirse en el Registro todo proyecto de investigación y/o desarrollo relacionado directamente con las energías renovables (Artículo 7 de la
Instrumentos de gestión energías alternativas
609
Resolución No. 077). Las personas inscritas en el Registro Nacional de Energías Renovables podrán ser convocadas a participar en los programas y proyectos relacionados directamente con las energías renovables que
promueva el Ministerio del ramo (Artículo 11 de la Resolución No. 077).
Hoy en día, el aprovechamiento de las energías renovables está sujeto a los registros y las certificaciones que
emita el Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio
del Poder Popular para la Energía Eléctrica (Artículo 11
de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía). No
conocemos de otros registros diferentes a los establecidos
en la Resolución No. 077. Por su parte, las certificaciones están establecidas en los artículos 27 a 33 de la Ley
de Uso Racional y Eficiente de la Energía. Para estos
efectos, el Ministerio del Poder Popular para la Energía
Eléctrica disponía de un lapso de dos años contados a
partir de la publicación de tal Ley en la Gaceta Oficial
para dictar los reglamentos técnicos, estándares, parámetros e indicadores necesarios para la aplicación y otorgamiento de los mencionados certificados de eficiencia
energética (Disposición Transitoria Segunda de la Ley de
Uso Racional y Eficiente de la Energía). Por otra parte,
ese Ministerio disponía de hasta seis meses contados a
partir de la publicación de la Ley de Uso Racional y
Eficiente de la Energía para establecer y mantener una
base de datos que le permita certificar las potencialidades
existentes en el país en materia de energías renovables
(Disposición Transitoria Quinta de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
4.2 Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico
Actualmente, el sistema eléctrico y la prestación del
servicio eléctrico en el territorio nacional, asi como los
intercambios internacionales de energía, se rigen por la
Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico (Artículo 1
de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico).13 El
servicio eléctrico está reservado al Estado (artículos 4.2 y
610
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
8 de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico).
Entre los principios que rigen la prestación del servicio
eléctrico se encuentran el uso racional de los recursos
(Artículo 5.5 de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio
Eléctrico), la diversificación del uso de las fuentes de
energía primarias14 (Artículo 5.6 de la Ley Orgánica del
Sistema y Servicio Eléctrico) y la utilización de fuentes
alternativas de energía15 (Artículo 5.7 de la Ley Orgánica
del Sistema y Servicio Eléctrico).
El Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social de
la Nación fija el marco para el Plan de Desarrollo del
Sistema Eléctrico Nacional, el cual contendrá, entre otras
cosas, las acciones orientadas a impulsar el uso de las
fuentes alternativas de energía, renovables y ambientalmente sostenibles (Artículo 21.4 de la Ley Orgánica del
Sistema y Servicio Eléctrico). El Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica queda encargado de promover el aprovechamiento de fuentes alternativas de
energía (Artículo 27.5 de la Ley Orgánica del Sistema y
Servicio Eléctrico).
La Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico entró
en vigencia el 14 de diciembre de 2010, fecha de su
publicación en la Gaceta Oficial (Disposición Final Única). A partir de esa fecha se han debido dictar una serie
de instrumentos normativos que deben desarrollar los
lineamientos establecidos en la Ley Orgánica del Sistema
y Servicio Eléctrico, dentro de los lapsos establecidos en
la propia Ley, a saber: el Plan de Desarrollo del Sistema
Eléctrico Nacional, el cual debía ser elaborado dentro de
un año (Disposición Transitoria Cuarta de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico), el Reglamento de
la Ley debía ser elaborado por el Ministerio del Poder
Popular para la Energía Eléctrica (sic. el Presidente de la
República, a tenor del artículo 236.10 de la Constitución)
dentro de 180 días continuos y dentro de dos años el
mismo Ministerio debía “elaborar las demás normas que
la desarrollen” (Disposición Transitoria Quinta de la Ley
Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico). Hasta donde
Instrumentos de gestión energías alternativas
611
hemos podido informarnos, no se ha dictado el Plan de
Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional16 ni tampoco el
Reglamento de la Ley.17 El Ministerio competente ha dictado algunas resoluciones sobre la materia.18:
o Resolución No. 73 de 10 de junio de 2011, mediante
la cual se regula y promueve el uso racional y eficiente de la energía eléctrica en los sistemas de publicidad contenidos o promovidos en vallas y avisos
publicitarios luminosos, publicada en la Gaceta
Oficial No. 39.694 de 13 de junio 2011.
o Resolución No. 77 de 10 de junio de 2011, mediante
la cual se establece el conjunto de medidas de orden técnico y administrativo para continuar con la
orientación en materia de uso racional y eficiente
de la energía eléctrica por parte de los organismos
públicos, publicada en la Gaceta Oficial No. 39.694
de 13 junio 2011.
o Resolución s/n de 9 de septiembre de 2011, mediante la cual se promueve el uso eficiente de la energía
eléctrica en todo el territorio nacional y, en particular, propiciar la reducción en el consumo excesivo
mensual de los usuarios residenciales, publicada en
la Gaceta Oficial No. 39.759 de 16 septiembre 2011.
o Resolución No. 013 de 9 de mayo de 2012, mediante la cual se dicta las Normas Técnicas para la
Operación del Sistema Eléctrico Nacional, publicada
en la Gaceta Oficial No. 39.919 de 10 mayo 2012.
o Resolución Conjunta No. 054 (con el Ministerio del
Poder Popular para el Comercio) de 16 de noviembre de 2012, mediante la cual se dicta el Reglamento Técnico para el Etiquetado de Eficiencia
Energética en Acondicionadores de Aire, publicada
en la Gaceta Oficial No. 40.052 de 16 noviembre
2012.
o Resolución No. 056 de 28 de noviembre de 2012,
mediante la cual se establecen las Normas que rigen el Sistema de Fiscalización Comunal de la Cali-
612
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
dad del Servicio Eléctrico, publicada en la Gaceta
Oficial No. 40.065 de 5 diciembre de 2012.
o Resolución No. 02 de 21 de enero de 2013, mediante la cual se implanta el Sistema Unificado de Información del Sector Eléctrico, en los términos que
en ella se indican, publicada en la Gaceta Oficial
No. 40.095 de 22 enero de 2013.
o Resolución No. 08 de 13 de mayo de 2013, mediante la cual se establece la obligación de Registrarse y
Suministrar la Información correspondiente al Plan
de Uso Racional y Eficiente de Energía Eléctrica en
el portal web de CORPOELEC a los usuarios que
en ella se mencionan, publicada en la Gaceta Oficial No. 40.166 de 14 mayo de 2013.
4.3 Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía
Hace menos de dos años se dictó la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía, contentiva de los
lineamientos en materia de diversificación de la matriz
energética (Artículo 4 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía)19. Como antes indicamos, para los
efectos de esta Ley las energías alternativas son aquellas
que permiten la generación de energía eléctrica en sustitución de las fuentes de energía convencional, siendo estas últimas los hidrocarburos líquidos y gaseosos, y la
hidroelectricidad (Artículo 6.2 de la Ley de Uso Racional
y Eficiente de la Energía). La noción de energías alternativas abarca las energías renovables, siendo que estas
últimas incluyen la energía hidráulica (Artículo 6.3 de la
Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía). De tal
suerte que a los efectos de la Ley de Uso Racional y
Eficiente de la Energía las energías alternativas serían,
por ejemplo, la energía eólica, la bioenergía, la energía
geotérmica, la energía mareomotriz, la proveniente de
los gases de desechos, la proveniente de los gases de
plantas de depuración y el biogás (Artículo 6.3 de la Ley
de Uso Racional y Eficiente de la Energía)20.
Instrumentos de gestión energías alternativas
613
La Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía
brinda las líneas generales de acción en materia energética. En tal sentido, su contenido es eminentemente
programático y de tal manera requiere de acciones de
ejecución de su contenido, las cuales deben ir acompañadas de los correspondientes instrumentos normativos. Es
decir, las políticas públicas en el sector de las energías
alternativas deben ir enmarcadas en los correspondientes
textos legales y reglamentarios. La Ley de Uso Racional
y Eficiente de la Energía impone al Estado venezolano
una serie de deberes a fin de promover y orientar el uso
racional y eficiente de la energía en los procesos de producción, generación, transformación, transporte, distribución, comercialización, así como el uso final de la
energía, a fin de preservar los recursos naturales, minimizar el impacto ambiental y social, contribuir con la
equidad y bienestar social, así como con la eficiencia
económica del país (Artículo 1 de la Ley de Uso Racional
y Eficiente de la Energía).
De tal manera, tenemos que corresponde al Estado
propiciar las condiciones necesarias para que se desarrolle el capital productivo nacional, para el suministro de
servicios especializados, insumos, productos y bienes propios, que a su vez, conduzcan a la transformación tecnológica de los procesos y sistemas existentes en el territorio nacional (Artículo 7 de la Ley de Uso Racional y
Eficiente de la Energía). Correlativamente, el sector comercial favorecerá la distribución y venta de equipos y
productos que empleen bajo consumo, alta eficiencia y
energías renovables como fuente energética sustitutiva
(Artículo 10 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la
Energía). De la misma manera, corresponde al Estado
promover el establecimiento y desarrollo en el territorio
nacional de industrias, fábricas y unidades de producción
que empleen nuevas tecnologías para el diseño y elaboración de bienes de consumo masivo, dando un tratamiento prioritario al aprovechamiento de energías renovables, pudiendo ejecutar a tales efectos las cláusulas so-
614
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
bre transferencia tecnológica contenidas en los tratados
internacionales vigentes (Artículo 8 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía). De igual manera, los
ministerios con competencia en materia de ciencia y tecnología, comercio, energía eléctrica, petróleo y minería
establecerán, de manera coordinada, los mecanismos que
fomenten la ejecución de proyectos productivos nacionales que involucren el uso de tecnologías que aprovechen
las energías renovables (Artículo 9 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
La planificación en materia energética, en particular
lo relativo a las energías alternativas, corresponde al Estado a través de sus órganos competentes (Artículos 12 y
ss. de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
Igualmente, le corresponde el seguimiento y evaluación
de los planes, programas, proyectos y medidas dirigidas
al uso racional y eficiente de la energía (Artículo 15 de
la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
En la ejecución de las políticas públicas dictadas en
materia de uso racional y eficiente de la energía, el Poder Popular21 tiene el deber de “participar corresponsablemente”, muy especialmente, en lo relativo al aprovechamiento de las fuentes de energía renovables (Artículo 20 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la
Energía). Asimismo, las organizaciones del Poder Popular
junto con el Ministerio del ramo, las organizaciones gremiales y sectores interesados podrán ejecutar programas,
foros, talleres y cursos de formación para la sensibilización ciudadana en materia de aprovechamiento de fuentes de energía renovables y uso racional y eficiente de la
energía, dentro de los parámetros y lineamientos establecidos por los órganos competentes (Artículo 24 de la Ley
de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
Como necesario complemento de las políticas públicas
en el sector de las energías alternativas, la Ley de Uso
Racional y Eficiente de la Energía establece una serie de
tareas en cuanto a la educación de los usuarios de las
Instrumentos de gestión energías alternativas
615
mismas. Para tales propósitos, establece que el Ministerio
del Poder Popular para la Educación, de conformidad
con la Ley Orgánica de Educación (publicada en la Gaceta Oficial No. 5.929 Extraordinario de 15 de agosto de
2009), desarrolle programas nacionales, regionales,
estadales y municipales sobre educación ambiental y el
aprovechamiento racional de los recursos naturales, en
particular de los renovables, haciendo énfasis en el uso
racional y eficiente de la energía, para lo cual podrá
solicitar la cooperación de los Ministerios del Poder para
la Energía Eléctrica, Petróleo y Minería y Ambiente. Asimismo, se deberá impulsar la formación del personal docente requerido, así como de los programas y asignaturas en dichas áreas (Artículo 21 de la Ley de Uso
Racional y Eficiente de la Energía).
El Ministerio del Poder Popular con competencia en
materia de educación básica disponía de hasta un año
contado a partir de la publicación de la Ley en la Gaceta
Oficial para formular el primer programa nacional de
educación en materia de uso racional y eficiente de la
energía. De tal programa derivarían los programas educativos (Disposición Transitoria Tercera de la Ley de Uso
Racional y Eficiente de la Energía). Dentro de igual lapso ese ministerio debía incluir los primeros programas y
asignaturas en materia de uso racional y eficiente de la
energía (Disposición Transitoria Cuarta de la Ley de Uso
Racional y Eficiente de la Energía).
Entre las más importantes tareas por desarrollar en
materia de diversificación de la matriz energética venezolana se encuentran las que corresponden al sector universitario. En tal sentido, la Ley de Uso Racional y
Eficiente de la Energía establece que el Ministerio del
Poder Popular para la Educación Universitaria tiene el
deber de promover la inclusión de contenidos, formación
de cátedras, seminarios, talleres, asignaturas o materias
que permitan complementar los conocimientos en materia de aprovechamiento de fuentes de energía renovable
y el uso racional y eficiente de la energía, en los niveles
616
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
técnicos, en las carreras de ingeniería, arquitectura y urbanismo, así como en todas aquellas disciplinas del saber
que considere necesarias. Aunque no conocemos de directriz al respecto, la carrera de Derecho debe ser una de
tales disciplinas.
Todas las instituciones de educación universitaria, en
apoyo de las actividades del Estado, podrán participar y
formular propuestas, programas, proyectos y acciones específicas en materia de uso racional y eficiente de la
energía, así como el aprovechamiento de fuentes de
energía renovables (Artículo 22 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía). Igualmente, corresponde
al Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de educación universitaria impulsar el desarrollo de
líneas curriculares para el establecimiento de especializaciones, postgrados y doctorados en materia de uso racional y eficiente de la energía, así como el aprovechamiento de fuentes de energía renovables. Además, en ejecución de los acuerdos y convenios internacionales de
cooperación y asistencia técnica en materia energética, el
Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio del Poder
Popular con competencia en materia de energía eléctrica,
postulará a profesionales venezolanos o venezolanas con
la finalidad de especializar sus conocimientos y experticia, para su debida aplicación en los procesos, sistemas
y nuevas tecnologías a desarrollar en el territorio nacional (Artículo 23 de la Ley de Uso Racional y Eficiente
de la Energía).
El Estado también asume el deber de promover programas de investigación científica, tecnológica y humanística, por parte de sus propias instituciones o de particulares, que permitan desarrollar nuevas tecnologías y
mejorar las existentes asociadas al uso racional y eficiente de la energía, así como al aprovechamiento de fuentes
de energía renovable. La Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación (publicada en la Gaceta Oficial No.
39.575 de 16 de diciembre de 2010) debe seguir siendo
un estímulo para tales programas. En tal sentido, la pro-
Instrumentos de gestión energías alternativas
617
pia Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía ordena al Ministerio del Poder Popular con competencia en
materia de ciencia, tecnología e industrias intermedias,
otorgar carácter prioritario al financiamiento de los programas de investigación científica, tecnológica y humanística antes referidos (Artículo 25 de la Ley de Uso
Racional y Eficiente de la Energía ).
Con el propósito de estimular los objetivos de la Ley,
se establecen una serie de incentivos variados, a saber (i)
sectoriales, (ii) a la oferta de bienes y servicios, (iii)
exoneraciones, (iii) a los usuarios y usuarias, y (iv) reconocimientos.
En cuanto a los Incentivos Sectoriales se establece
que el Estado podrá establecer un conjunto de normas y
mecanismos para incentivar el uso racional y eficiente
de la energía, así como el aprovechamiento de las fuentes renovables de energía, particularmente en aquellos
sectores productivos o de consumo declarados prioritarios. Con tales propósitos se hará especial énfasis en las
áreas de educación, investigación aplicada y desarrollo
nacional de procesos, productos y sistemas asociados al
uso racional y eficiente de la energía (Artículo 34 de la
Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
Dentro de los Incentivos a la Oferta de Bienes y
Servicios que propendan al uso racional y eficiente de
la energía, se prevé que el Ejecutivo Nacional podrá, entre otras acciones, aprobar programas que contemplen
beneficios fiscales, de precios, patrocinio y apoyo a la
investigación aplicada e innovación tecnológica en la
materia (Artículo 35 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía).
En materia de Exoneraciones se establece la posibilidad de una exoneración total o parcial del impuesto sobre la renta, del impuesto al valor agregado o del
impuesto a las importaciones, mediante decreto presidencial dictado en Consejo de Ministros, previa opinión del
Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera
618
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
y Tributaria (SENIAT), a favor de los importadores de
equipos electrodomésticos, iluminación y refrigeración
que estén dotados de sistemas que propendan a la eficiencia energética, que sean dirigidos a satisfacer las necesidades de los sectores turismo, salud, comercio y
manufactura en general, o que sean destinados a un
programa de sustitución de equipos obsoletos por equipos
dotados de sistemas que propendan a la eficiencia energética. El decreto de exoneración que se dicte en ejecución de esta norma, deberá señalar las condiciones,
plazos, requisitos y controles requeridos en las leyes que
regulan esas Materias (Artículo 36 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía). Sin embargo, no hay
estímulo similar para el fabricante de esos productos.
En lo que respecta a los Incentivos a los Usuarios
y Usuarias se contempla que el Ejecutivo Nacional
pueda establecer entre sus políticas sobre uso racional y
eficiente de la energía incentivos educativos, económicos,
de reemplazo de equipos, entre otros, a todos los usuarios y usuarias de las distintas fuentes de energía (Artículo 37 de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la
Energía).
Finalmente, se prevé el otorgamiento, por parte del
Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica,
de Reconocimientos Nacionales a las personas naturales o jurídicas de los sectores público y privado que
hayan desarrollado proyectos, sistemas, procesos o campañas de eficiencia energética en sus instalaciones, obteniendo excepcionales logros en materia de uso eficiente
de la energía (Artículo 38 de la Ley de Uso Racional y
Eficiente de la Energía).22
4.4. El llamado “Plan de la Patria 2013-2019”
El mas reciente de los instrumentos legales relativos al
uso y aprovechamiento de las fuentes de energías alternativas es el llamado “Plan de la Patria”, cuyo título
oficial es Líneas Generales del Plan de la Patria,
Instrumentos de gestión energías alternativas
619
proyecto nacional Simón Bolívar, Segundo Plan
Socialista de Desarrollo Económico y Social de
la Nación 2013-2019, el cual fue aprobado mediante
Acuerdo de la Asamblea Nacional de 3 de diciembre de
2013, “para que surta efecto jurídico, y sea de obligatorio
cumplimiento en todo el territorio de la República
Bolivariana de Venezuela”, el cual fue publicado en la
Gaceta Oficial No. 6.118 Extraordinario de 4 de diciembre de 2013. Jurídicamente hablando se trata de un acto
legislativo sin forma de ley (artículos 236.18, 202 y 187.8
de la Constitución). De tal forma, si bien un acuerdo
legislativo tiene el rango de una ley (por ser dictado en
ejecución inmediata de la Constitución), no tiene ni la
fuerza ni el valor de una ley y, por lo tanto, no puede
derogar ni modificar las leyes ni afectar lo regulado por
estas. En tal sentido, la ejecución de lo establecido en el
llamado Plan de la Patria debe supeditarse y no puede
imponerse a la legislación existente. Se trata de un documento programático como se autodefine el citado
Plan. El Plan de la Patria se ejecutará, entonces, dentro
del marco legal aplicable.
El tema del uso y aprovechamiento de fuentes de
energías alternativas es objeto de consideración en diversas secciones del Plan de la Patria.23 A pesar del marco
legal ya existente, las referencias hechas en el Plan de la
Patria a las fuentes de energías alternativas o renovables
no son expresivas de una orientación clara respecto de
los compromisos del Ejecutivo Nacional relativos a la
sustitución de los modelos energéticos tradicionales y,
mas bien, parecen ser una tímida expresión de conservar
el status quo. Por ejemplo, a fin de garantizar la seguridad energética del país, se propone optimizar la eficiencia en la planificación estratégica y táctica, que permita
minimizar los riesgos inherentes a los flujos energéticos
en el territorio nacional (Objetivo Estratégico y General
3.1.12). Para ello, entre otras, se estima diversificar la
matriz de energía primaria y adecuar el consumo energético a los mejores estándares de eficiencia, pero ello se
620
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
hace “incorporando coque, carbón” y solo finalmente se
hace mención a las “energías alternativas” (Objetivo Estratégico y General 3.1.12.1). De tal manera se propone
construir tres plantas termoeléctricas para servir en la
Faja Petrolífera del Orinoco, con una capacidad total de
generación de 2.100 MW, las cuales emplearán coque
petrolero generado por el proceso de mejoramiento de los
crudos de la mencionada faja petrolífera, contribuyendo
así al aprovechamiento de los subproductos generados y
al mejoramiento de la matriz energética de consumo
(Objetivo Estratégico y General 3.1.2.8). Y lo anterior se
propone no obstante que casi inmediatamente se establece como objetivo fomentar el desarrollo de combustibles
alternativos que reemplacen paulatinamente el consumo
de derivados del petróleo (Objetivo Estratégico y General
3.1.12.3). Sin embargo, al fijar como objetivo fortalecer
al Estado en el control y gestión del sistema eléctrico
nacional para su ampliación y consolidación (Objetivo
Estratégico y General 3.1.13), se propone diversificar la
matriz de insumos para la generación eléctrica, favoreciendo el uso del gas natural, el coque y otras fuentes de
energía (Objetivo Estratégico y General 3.1.13.2), a la
vez que se proyecta completar el desarrollo hidroeléctrico
del país, a través de la culminación de los complejos
hidroeléctricos ubicados en el Caroní y en Los Andes.
(Objetivo Estratégico y General 3.1.13.3). Sin embargo, a
continuación se insiste en impulsar el uso de tecnologías
más eficientes para la generación eléctrica, a través de
los cierres de ciclos combinados en las plantas térmicas
(Objetivo Estratégico y General 3.1.13.4) y fomentar el
uso eficiente de la energía eléctrica, a través de una cultura de consumo eficiente y la utilización de fuentes alternas y renovables (Objetivo Estratégico y General
3.1.13.7). Esto en lo que respecta a la producción de hidrocarburos y las fuentes de energías alternativas.
Desde una perspectiva ambientalista, el Plan de la Patria persigue construir e impulsar el modelo económico
productivo eco-socialista, basado en una relación armó-
Instrumentos de gestión energías alternativas
621
nica entre el hombre y la naturaleza, que garantice el
uso y aprovechamiento racional, óptimo y sostenible de
los recursos naturales, respetando los procesos y ciclos de
la naturaleza (Objetivo Nacional 5.1). Para tal propósito
se plantea mejorar sustancialmente las condiciones socioambientales de las ciudades (Objetivo Estratégico y General 5.1.5). En tal sentido, se promoverán ciudades
energéticamente eficientes, mediante el uso de tecnologías ahorradoras de energía, así como basadas en el uso
de energías limpias (eólicas, solares, gas, entre otras)
(Objetivo Estratégico y General 5.1.5.1). Adicionalmente,
se persigue impulsar la generación de energías limpias,
aumentando su participación en la matriz energética nacional y promoviendo la soberanía tecnológica (Objetivo
Estratégico y General 5.1.6). Para ello, se planea desarrollar proyectos de generación de energía eólica, para
incrementar su participación en la matriz energética.
(Objetivo Estratégico y General 5.1.6.1) y aumentar la
generación de energía solar mediante la instalación de
fábricas de paneles solares, que atiendan prioritariamente
la demanda energética de las poblaciones aisladas. (Objetivo Estratégico y General 5.1.6.2). A tales fines se realizarán estudios para el desarrollo de fuentes energéticas
marinas específicamente la olamotriz y la mareomotriz;
con el fin de aprovechar la potencialidad de las extensas
costas venezolanas (Objetivo Estratégico y General 5.1.6.3).
Las políticas y programas del sector energía eléctrica y
del sector hidrocarburos previstos en el Plan de la Patria
se alinean con los objetivos antes mencionados. En tal
sentido se establece como política impulsar el fortalecimiento y ampliación de la generación eléctrica, de los
sistemas de despacho, transmisión, distribución y comercialización. Para ello se prevén como programas (i) el
uso de coque, gas, carbón y líquidos para la generación
térmica y (ii) el desarrollo del potencial hidroeléctrico en
el Caroní y suroccidente del país. También se establece
como política impulsar un cambio en la matriz de fuentes de generación de electricidad favoreciendo el uso de
622
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
energías limpias. Para esta línea política se establecen los
programas (i) la expansión de parques eólicos, sistemas
fotovoltaicos, centrales mini hidroeléctricas y centrales de
biomasa en el país y (ii) sistemas con fuentes alternas de
energía en comunidades aisladas indígenas y fronterizas.
Finalmente, se fija como política intensificar el uso racional y eficiente de energía eléctrica (UREE) y la inclusión progresiva de las comunidades. Para ello se establece el programa nacional de eficiencia energética.
Para el sector hidrocarburos se establece, como una de
sus políticas, diversificar la matriz energética de la Nación y para ello ampliar el uso de las alternativas energéticas reduciendo la dependencia interna de los combustibles líquidos, contribuyendo a la reducción de riesgos
asociados al suministro y a la liberación de combustibles
para la exportación. Al desarrollo de tal política se establecen los programas de (i) masificar el uso del gas natural como combustible automotor e impulsar el proyecto autogas, (ii) incorporar el uso del coque petrolero
como combustible para la generación de electricidad, (iii)
incrementar el empleo del gas natural como combustible
en la generación de electricidad y liberar diesel para su
exportación y (iv) masificar el uso del gas natural en los
sectores residencial y comercial. Resta ver si los objetivos, las políticas y los programas logran alcanzar las
metas y se fortalece el sector eléctrico nacional, se protege al medio ambiente y se reduce la dependencia de los
hidrocarburos. Por lo pronto, no hay indicación de qué
papel jugarán los particulares en la ejecución de estas
tareas.
5. Algunas legislaciones extranjeras recientes
Hay una serie de países que han abordado la problemática del uso racional y eficiente de la energía, en particular la promoción del desarrollo del uso de energías
alternativas. De entre las legislaciones más recientes dictadas en países con liderazgo en la materia vale la pena
Instrumentos de gestión energías alternativas
623
destacar los casos de Chile,24 Japón25 y Alemania.26 Todas ellas guardan similitudes importantes. Ellas persiguen
establecer la preferencia en el uso de fuentes alternativas
y renovables de energía, proteger el medio ambiente, eliminar la dependencia de las fuentes de energía convencionales, fijando para ello, mínimos de producción y
consumo de las energías renovables dentro de determinados períodos.
Así, la Ley chilena aspira alcanzar un mínimo de 20%
de generación de energía de fuentes alternativas para el
año 2025 (Artículo 150 bis de la Ley 20698, también
conocida como la Ley 20/25), mientras que la Ley alemana aspira alcanzar un 35% de la generación eléctrica
de fuentes alternativas o renovables para el año 2020,
un 50% para el año 2030, un 65% para el 2040 y 80%
para el año 2050 (Artículo 1(2) de la Ley EEG). Se trata
de leyes detalladas que regulan la generación, la transmisión, distribución y comercialización de la energía. Las
cuestiones de certificación de la energía y su origen ocupan un papel relevante. El tema económico o tarifario es
ampliamente regulado y se estimula la participación del
sector privado en el desarrollo de nuevas tecnologías
para la gestión de energías renovables. Todo esto va apoyado en medidas de carácter fiscal y de otro tipo, y en la
confianza de una legislación estable y un regulador imparcial.
6. Una mirada hacia el futuro
Sin duda que la legislación venezolana en materia de
energías alternativas ha despertado. Sin embargo, se trata tan solo del marco regulatorio referencial y del programa político general de acción en materia energética.
Ciertamente necesita de grandes desarrollos en términos
de fijar una política nacional ambiental-energética, pero
también de dictar los necesarios instrumentos normativos
que posibiliten un desarrollo ordenado de las energías alternativas. Hasta los momentos, vista la dependencia de
los hidrocarburos y del inmenso potencial hidroeléctrico,
624
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
pocos han sido los resultados obtenidos en Venezuela en
cuanto a la diversificación de la matriz energética. En
atención a la responsabilidad que nos corresponde frente
a las futuras generaciones de venezolanos bien vale la
pena comenzar a implementar las políticas y la normativa en la materia. Para ello la consideración de las experiencias normativas de otros países es indispensable.
BIBLIOGRAFÍA
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Servicio Eléctrico en Venezuela, Caracas, Paredes.
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Ugas Martínez, C. (2012). El régimen de servicio público de energía eléctrica. Aspectos de su transformación.
En: V.R. Hernández-Mendible (Director), Los servicios
públicos domiciliarios. Editorial Jurídica Venezolana,
Centro de Estudios de Regulación Económica de la Universidad Monteávila, Funeda, p. 75 y ss. Caracas.
Instrumentos de gestión energías alternativas
625
(NOTAS)
En época inmediatamente anterior se habían dictado
el Decreto No. 102 de 22 de marzo de 1989, mediante el
cual se crea la Comisión Asesora en materias del sector
eléctrico, publicado en la Gaceta Oficial No. 4.080 de 29
de marzo de 1989 y el Decreto No. 2.383 de 18 de junio
de 1992, mediante el cual se dictan las Normas para el
Desarrollo del Sector Eléctrico, publicado en la Gaceta
Oficial No. 35.010 de 21 de julio de 1992, por ejemplo.
1
R. Badell Madrid et al. (2002), Régimen Jurídico
del Servicio Eléctrico en Venezuela, Caracas, Paredes, p.
29 y ss.
2
3
R. Badell Madrid, op. cit., p. 39.
Al respecto ver C. Ugas Martínez (2012), El régimen
de servicio público de energía eléctrica. Aspectos de su
transformación, en V.R. Hernández-Mendible (Director),
Los servicios públicos domiciliarios, Caracas, Editorial
Jurídica Venezolana, Centro de Estudios de Regulación
Económica de la Universidad Monteávila, Funeda, p. 75,
especialmente p. 88 y ss.
4
En cuanto al servicio eléctrico y los municipios, ver
Badell, op. cit., p. 319 y ss.
5
E. Hernández-Bretón (2013), Venezuela, en Latin
American Power Handbook-2013, Baker & McKenzie,
2013, p. 88.
6
Según información oficial el 62% del potencial eléctrico que llega a los hogares e industrias de todo el país
es de fuente hidráulica, otro 35% es de fuente termoeléctrica y “casi un 3% corresponde al sistema de generación distribuida, conformada por grupos electrógenos”,
ver CORPOELEC. (s.f.). Procesos medulares: Generación. Recuperado en Noviembre de 2013, de
CORPOELEC:
http://www.corpoelec.gob.ve/generaci%
C3%B3n
7
626
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
Ver E. Hernández-Bretón (2013), Venezuela, en
Latin American Oil & Gas Handbook-2013, Baker &
McKenzie, 2013, p. 135 y ss.
8
A. R. Brewer-Carías (2007), Estudio sobre el Régimen de las Aguas, en A.R. Brewer-Carías, Ley de
Aguas,Caracas, Editorial Jurídica Venezolana, Colección
Textos Legislativos No. 41, p. 11 y ss.
9
H. Jiménez-Guanipa (2006), El Derecho de la
Energía en Venezuela (Petróleo, gas y electricidad), Caracas, Editorial Jurídica Venezolana, Cuadernos de la
Cátedra Allan R. Brewer-Carías de Derecho Administrativo, Universidad Católica Andrés Bello, No. 20, p. 21.
10
Es de mencionar que el estado de emergencia del
sistema y servicio eléctrico nacional, establecido en el
Decreto No. 09 de 22 de abril de 2013, publicado en la
Gaceta Oficial No. 40.151 de la misma fecha, fue prorrogado por 90 días contados a partir del 19 de octubre
de 2013 según Decreto No. 587 de 12 de noviembre de
2013, publicado en la Gaceta Oficial No. 40.292 de la
misma fecha.
11
El Ministerio del Poder Popular para la Energía
Eléctrica fue creado mediante Decreto No. 6.991, publicado en la Gaceta Oficial No. 39.294 de 28 de octubre
de 2009. Ver también: http://mppee.gob.ve/inicio/ministerio/estructura.
12
13
Ver en general C. Ugas Martínez, op. cit, p. 91 y ss.
Energía primaria es aquella que se encuentra disponible en la naturaleza y que puede ser transformada
para producir energía eléctrica (Artículo 16.10 de la Ley
Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico).
14
Energías alternativas son aquellas que permiten la
generación de energía eléctrica en sustitución de las
fuentes de energía convencional (Artículo 16.11 de la Ley
Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico).
15
Instrumentos de gestión energías alternativas
627
http://www.mppee.gob.ve/inicio/noticias-nacionales/
nacionales/arranc-la-formulacin-del-plan-de-desarrollodel-sistema-elctrico-nacional-2013-2019
16
Existe, no obstante, el Reglamento General de la
Ley del Servicio Eléctrico, contenido en el Decreto No.
1.124 de 13 de diciembre de 2000, publicado en la Gaceta Oficial No. 5.510 Extraordinario de 14 de diciembre
de 2000. Resolución No. 035 de 26 de agosto de 2013,
mediante la cual se establece que las Personas Jurídicas
del Sector Privado, que superen una Demanda Asignada
Contratada de un 1MVA, deberán realizar acciones para
mantener una reducción de al menos un 10% de su consumo mensual, publicada en la Gaceta Oficial No.
40.236 de 26 agosto de 2013.
17
El Ministerio del Poder Popular para la Energía
Eléctrica disponía de hasta seis meses contados a partir
de la publicación en la Gaceta Oficial de la Ley de Uso
Racional y Eficiente de la Energía para dictar los
lineamientos generales y políticas sobre uso racional y
eficiente de la energía (Disposición Transitoria Primera
de la Ley de Uso Racional y Eficiente de la Energía.
19
20
Ver también, C. Ugas Martínez, op. cit., p. 104 y ss.
Según el artículo 2 de la Ley Orgánica del Poder
Popular, publicada en la Gaceta Oficial No. 39.578 de 21
de diciembre de 2010, tal Poder Popular:
21
“es el ejercicio pleno de la soberanía por parte del
pueblo en lo político, económico, social, cultural, ambiental, internacional, y en todo ámbito del desenvolvimiento y desarrollo de la sociedad, a través de sus
diversas y disímiles formas de organización, que edifican el estado comunal.”
22
En general, ver C. Ugas Martínez, op. cit., p. 111 y
ss.
Asi tenemos lo siguiente: (i) el Gran Objetivo Histórico No. 3, el cual reza: “Convertir a Venezuela en un
23
628
Academia de Ciencias Políticas y Sociales
país potencia en lo social, lo económico y lo político dentro de la Gran Potencia Naciente de América Latina y el
Caribe, que garanticen la conformación de una zona de
paz en nuestra América” y (ii) el Gran Objetivo Histórico No. 5, que lleva por título: “Contribuir con la preservación de la vida en el planeta y la salvación de la
especie humana”. Además de lo anterior, el Plan en
cuestión contiene políticas y programas del sector energía eléctrica.
Ley 20698, publicada el 22 de octubre de 2013, que
propicia la ampliación de la matriz energética, mediante
fuentes renovables no convencionales, en www. leychile.
cl/N?i=1055402&f=2013-10-22&p=
24
Por ejemplo, la Ley No. 108 sobre Medidas Especiales Relativas al Suministro de Energía Eléctrica Renovable por los Operadores de Plantas Eléctricas de 30 de
agosto de 2011, en vigencia desde el 1 de julio de 2012,
Roppou Zensho (2012), p. 454.
25
Ley para la Preferencia de Energías Renovables,
Gesetz fuer den Vorrang Erneuerbarer Energien
(Erneurbare-Energien-Gesetz-EEG), de 25 de octubre de
2008, publicada en Bundesgestzblatt I, p. 2074 y ss.,
modificada por Ley de 20 de diciembre de 2012, publicada en Bundesgesetzblatt I, p. 2730 y ss.
26
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