GAS NATURAL PARA EL DESARROLLO DE LA FAJA DEL ORINOCO RESUMEN

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1 GAS NATURAL PARA EL DESARROLLO DE LA FAJA DEL ORINOCO Trina Rojas VENAMER Caracas, Miranda, Venezuela Marco González De León UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Caracas, Miranda, Venezuela RESUMEN Es bien conocido que la Faja Petrolífera del Orinoco ubicada en el sureste de Venezuela suministrará un importante volumen para satisfacer la futura demanda mundial de crudo. Los nuevos desarrollos asociados a esa área no cuentan actualmente con un suministro confiable de energía debido al déficit existente en el suministro del fluido eléctrico por parte de EDELCA, la compañía estatal de generación de energía hidroeléctrica. En este documento se presentan las bases para la generación de potencia eléctrica usando gas natural para hacer factible la explotación de los nuevos proyectos de explotación de crudo extrapesado. Basado en un pronóstico de la demanda de energía, en el que se incluye también la demanda de la población local y de las empresas del área de acuerdo a las políticas de desarrollo establecidas por el estado venezolano, este documento presenta un análisis técnico económico del proyecto de planta de generación de potencia usando gas natural como combustible, considerando toda la cadena de valor del gas natural, desde sus yacimientos hasta la entrada en la planta de generación. Este documento muestra las fuentes de gas natural que pueden ser usadas, los sistemas de transmisión y distribución a ser instalados, y la ubicación y características principales de la planta de generación de energía eléctrica. Los resultados técnico-económicos indican que este proyecto sería factible y se sugiere que se desarrollen estudios más detallados al respecto. Palabras claves: Suministro de gas natural; Generación de potencia; Gasoductos; Faja Petrolífera del Orinoco XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 1

2 INTRODUCCIÓN Venezuela tiene reservas probadas de gas natural de Trillones de Pies Cúbicos (TCF) siendo el noveno país en el mundo y el primero en Latino América con las reservas más grandes[1]. El 71% de estas reservas están ubicadas en el este de Venezuela donde se encuentra localizada la Faja Petrolífera del Orinoco. Sólo el 9.2% del total de las reservas son consideradas reservas de gas libre no asociado. El Mercado del gas natural en Venezuela tiene las siguientes características: Déficit en la oferta de gas natural incluyendo déficit en el suministro para el sector eléctrico Altos precios internacionales para los sustitutos del gas natural (gasolina, diesel, GLP, fuel oil) Fuerte demanda de gas natural en expansión tanto en Venezuela como a nivel mundial Apropiado marco legal en Venezuela El desarrollo de los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco representará una demanda importante de gas natural, la cual permitirá la consolidación del mercado y el desarrollo de la región del oriente de Venezuela. Este documento presenta el uso del gas natural para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco estableciendo un marco conceptual, el contexto del proyecto, y la evaluación de la situación presente para analizar los requisitos del proyecto y sus evaluaciones económicas. MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL Matriz de Energía de Venezuela El gas natural provee el 46% del total del consumo de energía en Venezuela. La demanda de energía crecerá un 2.9% en los próximos 10 años [2]. Marco Legal en Venezuela El marco legal relacionado con la producción, tratamiento, transporte, suministro y venta de gas natural es establecido principalmente por las siguientes leyes y regulaciones: Constitución de la República Bolivariana de Venezuela Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos ( N 36,793 Septiembre 23, 1999) Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (Extraordinario N 5,471 Junio 5, 2000) Reglamento para el Cumplimiento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (N 37,505 Agosto 14, 2002) De acuerdo a la Constitución los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la República y el Estado puede otorgar concesiones para la explotación y servicios por un tiempo limitado. También, el Estado mantendrá el 100% de participación en PDVSA, la empresa nacional XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 2

3 petrolera. De acuerdo a la ley, ENAGAS es el ente encargado para regular y promover el desarrollo del sector del gas natural. Sistema Eléctrico Venezolano Es importante conocer las características de sistema eléctrico venezolano así como también las instalaciones de generación, transmisión e interconexión para poder cuantificar la oferta nacional de energía eléctrica para entonces validar el déficit que justificaría la utilización de gas natural como recurso energético para desarrollar la Faja Petrolífera de Venezuela. La capacidad real del sistema eléctrico nacional es de Megavatios (MW) de la cual el 66% es generación hidráulica mientras que el resto de 34% es generación térmica. El gas natural es tan sólo usado en el 20% de la generación total. Las instalaciones de generación comprenden 109 plantas térmicas y 60 plantas hidroeléctricas. La generación hidráulica provee el 70% de la demanda de electricidad [3]. CONTEXTO DEL PROYECTO Esta sección describe los proyectos de producción de gas en Venezuela, el desarrollo de la Faja Petrolífera de Venezuela, y las condiciones existentes y características del sistema eléctrico venezolano. Proyectos de Producción de Gas en Venezuela PDVSA-la compañía nacional petrolera propiedad del estado venezolano-tiene un plan en el sector de gas natural para incrementar la producción desde Millones de Pies Cúbicos Estándar por Día (MMSCFD) para el año 2006 hasta MMSCFD para el año 2012 con un estimado de inversión de millones de Dólares Americanos [4]. El Desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco La Faja Petrolífera del Orinoco tiene una extensión de Km 2 y solamente Km 2 están sujetas a la explotación de crudos pesados. Tiene 1,36 billones de barriles de petróleo original en sitio y hasta la fecha las reservas probadas son de millones de crudo pesado de 8 a 10 API, localizados in 4 campos denominados Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. En el campo Junín hay dos bloques activos: Petroanzoátegui, perteneciente a PDVSA y Petrocedeño (PDVSA 60%, Total 30.3% y StatoilHydro 9.7%); en el campo Ayacucho existen dos bloques activos: Petropiar (PDVSA 70% y Chevron 30%), y un segundo bloque propiedad de PDVSA que corresponde al bloque Bare Arecuna; en el campo Carabobo se tienen tres bloques activos: Petromonagas (PDVSA 83.3% y BP 16.7%), Petrosinovensa y un tercero perteneciente a PDVSA en el sur de Morichal. Todas estas compañías producen 600,000 BPD de crudo mejorado de 16 API a 32 API habiéndose tenido una inversión total de a millones de Dólares Americanos. El arreglo estándar para la producción está regido por pozos multilaterales horizontales con bombas electro- XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 3

4 sumergibles y de cavidad progresiva con capacidades de a BPD por pozo y por bomba, teniéndose un factor de recobro del 8% a 10% para este tipo de proceso de producción denominado comúnmente producción fría. De acuerdo al plan estratégico de PDVSA, el estimado de inversión para la Faja Petrolífera del Orinoco sería de millones de Dólares Americanos para el período para incrementar la producción de crudo en BPD. El plan a largo plazo está definido en la explotación de 27 bloques, usando recursos propios y en asociación con compañía petroleras estatales de otros países, tal como se muestra en la Figura 1. [5] N Boyacá Junín Ayacucho Carabobo PARQUE NACIONAL AGUARO GUARIQUITO PETROZUATA 5 1 SINCOR sc San Cristobal Petrozuata 1 2 AMERIVEN OCN BITOR Río Orinoco Figura 1. Ubicación de Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco En los actuales momentos, la estrategia es finalizar la certificación de reservas de todos los 27 bloques que tienen una magnitud de millones de barriles de crudo pesado que convierten a Venezuela en la región con el mayor depósito de petróleo en el planeta [6]. Proyectos de Plantas de Generación de Potencia en Venezuela Los proyectos de generación de potencia requeridos para cubrir la demanda eléctrica en Venezuela deben incrementar el suministro desde MW en el año 2008 hasta MW para el año 2014 [7]. EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN PRESENTE Esta sección muestra la capacidad de producción de los proyectos ubicados en el oriente de Venezuela que serían los proyectos elegibles para suministrar la demanda requerida para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Adicionalmente, esta sección muestra la evaluación del balance demanda-oferta para el suministro de potencia eléctrica en la región oriental. Proyectos de Gas Natural No-Asociado en el Oriente de Venezuela La Tabla I indica los proyectos de gas en el oriente de Venezuela incluyendo la capacidad de producción presente y potencial de gas en la Faja Petrolífera del Orinoco. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 4

5 PROYECTO Tabla I. Proyectos de Gas Natural No-Asociado Oriente de Venezuela PRODUCCIÓN MMPCED DESTINO Desarrollo Gas Anaco Sistem Anaco - Jose Sistema Anaco - Puerto Ordaz Gas Lift para Recuperación Secundaria Plataforma Deltana CIGMA Mariscal Sucre - Total Exportación CIGMA Mercado Interno Margarita Corocoro CIGMA Producción Adicional Conv. Asoc. Faja Nuevos Desarrollos Faja Nuevos Desarrollos Faja Nuevos Desarrollos Faja Una evaluación de la Tabla I indica que la planta de generación de potencia requerida para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco debería usar los recursos existentes y potenciales de gas natural que se encuentran en esa propia área de la faja. Balance Oferta-Demanda de Potencia en el Oriente de Venezuela La Tabla II muestra el balance oferta-demanda de potencia eléctrica en el oriente de Venezuela teniendo en cuenta la demanda proyectada, las plantas de generación de potencia existentes, los proyectos de plantas de generación de potencia, y las plantas de generación de potencia que están sujetas a procesos de abandono en el próximo futuro debido a la obsolescencia. El resultado de este balance de potencia para el oriente de Venezuela se muestra graficado en la Figura 2 la cual indica que los requisitos de potencia para propósitos industriales, comerciales y residenciales están cubiertos hasta el año En consecuencia, no hay disponibilidad de capacidad de generación de potencia eléctrica para el incremento de la producción de los nuevos proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco estimado en BPD para el año Por lo tanto, estos proyectos requerirán una nueva planta de generación de potencia que deberá usar el gas natural de la faja como se mencionó anteriormente. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 5

6 Tabla II. Balance Oferta-Demanda de Potencia en el Oriente de Venezuela OFERTA MW PARQUE ACTUAL DE GENERACIÓN Cadafe-Edelca-Semda-Seneca-PDVSA PROYECTOS DE ELECTRICIDAD Cumaná Puerto La Cruz Cabrutica Tocoma - Oriente 155,2 Total Capacidad Adicional PLANTAS A DESINCORPORAR Guanta Luisa Cáceres de Arismendi Total Capacidad a Desincorporar Total Capacidad Neta DEMANDA MW Demanda Proyectada(*) Demanda CIGMA Total Demanda MW BALANCE Oferta - Demanda 0-83,4 267,2 581,5 215, , Este balance indica que no habrá capacidad disponible para suministrar la energía requerida para el 2012 a ser usada por los desarrollos de los nuevos proyectos en la Faja Petrolífera del Orinoco Potencia en MW Capacidad de Generación de Potencia Demanda Año Figura 2. Balance de Potencia en MW Oriente de Venezuela XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 6

7 Suministro de Potencia Eléctrica Requerida por los Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco De acuerdo al plan de PDVSA plan, se incrementará la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco en BPD para el año 2012 a través de la explotación en cuatro nuevos bloques: Petrobras Carabobo1, ONGC Junín Norte, Petropars Ayacucho7, y Lukoil Junín 3, los cuales requerirán una cantidad importante de potencia eléctrica según se indica en la Tabla III. Esta tabla indica que la Potencia Nominal requerida será de 320 MW, a ser suministrada usando una planta de generación de ciclo combinado la cual requerirá un flujo de gas de 40 MMSCFD. Este gas puede ser suministrado por las asociaciones productoras de crudo pesado existentes en la Faja del Orinoco. Table III. Gas para la Generación de Potencia para los Proyectos de la Faja del Orinoco SISTEMA POTENCIA Bombas de pozo 188 Estaciones de Flujo 9 Distribución de Diluente 5 Tratamiento de Crudo 39 Plantas Compresoras-OCN 6 Plantas Compresoras-PETROBRAS 3 Plantas Compresoras-PETROPARS 3 Plantas Compresoras-AMERIVEN 3 Plantas Compresoras-LUKOIL 3 Plantas Compresoras-PETROZUATA 6 Plantas Compresoras-ONGC 3 Potencia Requerida Total - real 268 Potencia Requerida Total - nominal 320 ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS REQUERIDOS Esta sección muestra la capacidad y dimensiones de los gasoductos requeridos así como también la potencia total de compresión. También esta sección indica las características principales de la planta de generación de potencia eléctrica requerida. Nuevos Gasoductos Requeridos para la Generación de Potencia en la Faja Petrolífera del Orinoco La ubicación de la nueva planta de generación de potencia eléctrica debería ser Bare donde están ubicadas las facilidades existentes de producción de crudo pesado de Ameriven (ahora llamado Petropiar). La Figura 3 muestra la ubicación geográfica, dimensiones y capacidad de los nuevos gasoductos. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 7

8 JOSE Oleoductos de Crudo Diluido Líneas de Diluente Gasoductos Km Km Km. Zuata Bare SINCOR Junín 3 S.D. de Cabrutica PETROZUATA MMSCFD 135 Km. 120 MMSCFD Km. PTO Km. 20 AMERIVEN Cerro Negro OCN Km. 70 MMSCFD BOYACÁ JUNÍN AYACUCHO CARABOBO Figura 3. Nuevos Gasoductos Requeridos Se presentan tres diferentes gasoductos principales: El primero se inicia en OCN (ahora denominado Petromonagas) en Cerro Negro hasta llegar a Bare usando tres secciones de 21 Km x 8, 15 Km x 10 y 60 Km x 12 ; el segundo gasoducto se inicia en el Bloque de Lukoil hasta llegar a Petrozuata (ahora denominado Petroanzoátegui) usando dos secciones de 42 Km x 6 y 25 Km x 8 ; y un tercero y último gasoducto que se inicia en Zuata y llega a Bare de 68 Km x 12. La longitud total de gasoductos es de 231 Km. Los detalles de los gasoductos incluyendo la información de diámetros y longitudes para cada sección se muestra en la Tabla IV. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 8

9 Tabla IV. Características de Gasoductos TRAMO FLUJO PRESIÓN FINAL LONGITUD DIÁMETRO POTENCIA ELEMENTO MOTRIZ desde hasta (MMPCED) (psig) (Km) (pulg) (HP) OCN 35, Motor Eléctrico OCN Km 21 35, Turbina de Gas PETROBRAS 16, Motor Eléctrico PETROBRAS Km 21 16, Turbina de Gas Km 21 Km 36 51, PETROPARS 18, Motor Eléctrico PETROPARS Km 36 18, Turbina de Gas Km 36 Km 96 70, AMERIVEN 17, Motor Eléctrico AMERIVEN Km 96 17, LUKOIL 19, Motor Eléctrico LUKOIL SINCOR 19, Turbina de Gas SINCOR 41, Turbina de Gas SINCOR Estación Recolección Zuata 60, Turbina de Gas ONGC 16, Motor Eléctrico ONGC Estación Recolección Zuata 16, PETROZUATA 43, Motor Eléctrico PETROZUATA Estación Recolección Zuata 43, Estación Recolección Zuata 119, Estación Compresión Zuata 119, Turbina de Gas Estación Compresión Zuata Km , Km 96 Estación de Medición 207, DESTINO TRANSPORTE GASODUCTOS - DEMANDA DE GAS Planta Termoeléctrica 40,0 0 Gas de Venta a PDVSA 167, , La potencia total de compresión es 75,000 BHP para transportar un flujo de gas de 208 MMSCFD: 40 MMSCFD serán suministrados a la nueva planta de generación de potencia eléctrica y 168 MMSCFD disponible para el mercado doméstico. Planta de Generación de Potencia Eléctrica Requerida para los Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco Como se ha mencionado anteriormente, la capacidad de la planta de generación de potencia eléctrica requerida para los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco es de 320 MW, que consistiría en un bloque de generación en ciclo combinado con dos turbinas de gas en operación. EVALUACIÓN ECONÓMICA La Tabla IV muestra el estimado de costo de todos los gastos de capital requeridos para la transmisión de gas desde las instalaciones centrales de producción hasta la planta de generación de potencia eléctrica ubicada en Bare. También, la Tabla IV muestra los gastos de capital requeridos para la construcción de la nueva planta de generación de potencia eléctrica. Los gastos operacionales anuales para todas las instalaciones mencionadas anteriormente son aproximadamente 120 millones de Dólares de Americanos. El ingreso anual estimado es aproximadamente 150 millones de Dólares Americanos que consta de las ventas de electricidad y del gas excedente. La utilidad anual después de impuesto es de 20 millones de Dólares Americanos. El ingreso se basa en las premisas de precios del gas natural y de electricidad XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 9

10 mostradas en la Tabla V. La Tasa Interna de Retorno (TIR) es de 7.23% la cual es menor que la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento de 15% para la industria del gas en Venezuela. Por lo tanto, es necesario negociar con las organizaciones gubernamentales un incremento en los precios del gas y de la electricidad de manera de poder calificar al proyecto como financieramente rentable. Si el proyecto considera solamente el transporte de gas requerido para la generación de potencia, el TIR sería de 11.86%, debido a la disminución en la longitud y diámetros de los gasoductos y en la potencia de compresores. Tabla IV. Gastos de Capital para el Transporte de Gas y Generación de Potencia INVERSIONES % MONTO Sistema de Transporte de Gas Planta Compresora 22,00% $ Gasoductos 18,11% $ Estaciones de Válvulas 2,91% $ Subtotal $ Sistema de Generación Eléctrica Planta Generadora 39,07% $ Subestación Eléctrica 230 kv 4,13% $ Planta de Tratamiento de Agua 1,05% $ Línea de Transmisión a Junín 3 7,97% $ Línea de Transmisión a Carabobo 1 4,75% $ Subtotal $ Total 100,00% $ Tabla V. Precios del Gas Natural y de Energía Eléctrica DESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD FUENTE 0,03 $/MC Precio gas natural 0,99 $/MMBTU Gaceta Oficial N ,005 $/MC Precio adicional gas por concepto de transporte 0,15 $/MMBTU Tarifa eléctrica 30 mills/kwh Fundelec XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 10

11 CONCLUSIONES Una nueva planta de generación de potencia eléctrica debería ser instalada para satisfacer la demanda adicional de energía eléctrica que se requeriría para los nuevos proyectos a ser ejecutados en la Faja Petrolífera del Orinoco, que producirá un volumen de crudo adicional de BPD en cuatro bloques, durante el período La nueva planta de generación a ser ubicada en Bare, consistirá en una planta de ciclo combinado con dos turbinas de gas, que generará una potencia eléctrica nominal de 320 MW usando 40 MMSCFD de gas natural como combustible. El gas natural será producido en los mismos bloques que usarán la electricidad generada. Un sistema de tres gasoductos transportarán 40 MMSCFD de gas desde diferentes Fuentes hasta Bare y 168 MMSCFD de gas para uso doméstico y del sector comercial, con el objetivo de impulsar el desarrollo social de la región, requiriendo la instalaciones de plantas de compresión de gas de 75,000 BHP de potencia total. La evaluación económica indica que este proyecto tiene un TIR de 7.23 %, valor menor que la tasa mínima atractiva de rendimiento para la industria del gas de 15%. Una reducción en el alcance de proyecto para transportar solamente el gas requerido para la planta de generación eléctrica mejora el TIR para llegar al valor de %, todavía menor que la tasa mínima de rendimiento. Es recomendable revisar las tarifas de gas y de electricidad para mejorar el desempeño económico de este proyecto. El presente trabajo indica que hay claras oportunidades para monetizar el gas natural de las asociaciones de producción existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco, sin embargo son necesarios algunos cambios en las condiciones comerciales. PDVSA debería iniciar estudios y análisis más detallados para evaluar los riesgos potenciales asociados a este proyecto tomando en cuenta las variables de ubicación, regulaciones, ambientales, y los aspectos sociales, económicos y financieros. Un enfoque similar al aquí presentado es requerido para estimar los requisitos de energía para los mejoradores de crudo que procesarán el crudo pesado para convertirlo en crudo sintético liviano. RECONOCIMIENTOS Los autores quieren expresar su agradecimiento a la Coordinación de Postgrado de la Universidad Simón Bolívar por brindar el correspondiente permiso para la publicación del presente trabajo en virtud de que la mayoría de las disertaciones relevantes han sido tomadas del Trabajo Especial de Grado [8] presentado durante la Especialización en Gerencia del Negocio del Gas Natural. Trina Rojas quiere expresar su agradecimiento al Sr. Pedro Martorano por su valiosa cooperación y sugerencias en la ejecución del trabajo que se presenta aquí. Finalmente, es importante pagar tributo a todos aquellos en la Universidad Simón Bolívar, profesores y colegas, por sus consejos y asistencia que hicieron posible la discusión en este manuscrito. REFERENCIAS 1. British Petroleum (BP) Statistical Review of World Energy. Desde 2. Plan Nacional de Gas. Ente Nacional de Gas, XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 11

12 3. Información Institucional de OPSIS. Oficina de Operación de Sistemas Interconectados, Planes Estratégicos, Desarrollos de Gas PDVSA, Planes Estratégicos, Desarrollos de la Faja Petrolífera del Orinoco, PDVSA, Plan Siembra del Petróleo. Proyecto Magna Reserva. Plan Operativo , PDVSA, Plan Estratégico de CVG-EDELCA , CVG Electrificación del Caroní Rojas T., Usos del Gas Natural para los Desarrollos de la Faja del Orinoco Universidad Simón Bolívar, Julio, XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2008 Página 12