UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGIA E INGENIERÍA ELÉCTRICA

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGIA E INGENIERÍA ELÉCTRICA ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018 Por: Andrea Carolina Mazzei Borboa PROYECTO POR AVANCE Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sartenejas, Septiembre de 2013

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGIA E INGENIERÍA ELÉCTRICA ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018 Por: Andrea Carolina Mazzei Borboa Realizado con la asesoría de: Tutor Académico: Paulo De Oliveira PROYECTO POR AVANCE Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sarteneja, Septiembre de 2013

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ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018 Por: Andrea Carolina Mazzei Borboa RESUMEN En el siguiente trabajo se realiza un estudio de planificación estratégica en el área de generación eléctrica, la cual consiste en comparar varios escenarios de producción de electricidad para el período de estudio (2013-2018). Se presenta una evaluación detallada de generación eléctrica venezolana tanto en el sector petrolero como en la Corporación Eléctrica Nacional. Tomando en cuenta el plan de inversiones del sector en la entrada de nuevos bloques de generación, el objetivo de este trabajo consiste en cuantificar el déficit energético actual en combustibles y energía eléctrica, para así poder realizar las proyecciones de esta situación deficitaria para el mediano plazo. De esta manera, se exponen los escenarios de demanda y la generación prevista para los próximos años, en donde se puede observar la dificultad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para satisfacer la demanda prevista. Para mitigar esta situación deficitaria, en este estudio se propone la transformación de las plantas termoeléctricas de ciclo abierto a gas/diesel a ciclo combinado, con el propósito de generar mayor cantidad de energía al SEN y disminuir el déficit actual de los combustibles gaseosos. Finalmente, se expone el estudio económico de esta alternativa así como también las oportunidades de generación eléctrica que existen en el país. iv

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DEDICATORIA A mis padres A mis hermanas Y a Kike vi

Agradezco a: AGRADECIMIENTOS A mis padres Andrés Mazzei y Tibayre Borboa por su gran apoyo en todos los ámbitos de mi vida, por tener fe en mí, por hacerme la persona que soy hoy en día y por todos los buenos consejos que me ayudaron durante todos estos años. A mis hermanas Andreina Mazzei y Ana Mazzei, gracias a ellas he tenido la fuerza y el apoyo para levantarme en todas mis dificultades, fueron un gran apoyo para mi tesis. A mis tíos Guillermo Fonseca y Jaime Mazzei por apoyarme y aconsejarme en toda mi carrera. A Margarita Setaro una gran amiga y una gran aliada para que este proyecto se cumpliera. A mi novio Enrique Perrella por su gran apoyo durante la tesis, su compañía y también por sus grandes consejos. A mi Tutor Académico, Ingeniero Paulo De Oliveira por su dedicación y atención y por haber puesto en mis manos la planificación de este gran proyecto. A mis profesores universitarios, entre los que destacan Juan Carlos Rodríguez, Oswaldo Aguillón, Alexander Bueno, Pedro Pieretti, Gleb Machado, José Manuel Aller, Andrés Rojas y Miguel Martínez por haber contribuido en mi formación profesional y proyecto de grado. A Benicia y María Teresa, por sus consejos para poder llegar a este punto de la carrera, por su excelente atención y respuesta en lo que respecta a sus labores. A Mis amigos, Karina Rojas, Daniela De Sousa, Ana Gamero, Silvana Delgado, Migdalys Bueno, Andrea Gonzalez y Ricardo Lopez quienes estuvieron en momentos claves durante mi estadía en esta prestigiosa Universidad. vii

ÍNDICE GENERAL ESTUDIO SOBRE EL BALANCE DE ENERGÍA EN VENEZUELA Y OPORTUNIDADES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 2013-2018... 1 RESUMEN... IV DEDICATORIA... VI AGRADECIMIENTOS... VII ÍNDICE GENERAL... VIII ÍNDICE DE TABLAS... XI ÍNDICE DE FIGURAS... XIII LISTA DE ABREVIATURAS... XV LISTA DE SIMBOLOS... XVII INTRODUCCIÓN... 1 CAPÍTULO I... 3 LA ENERGÍA EN VENEZUELA... 3 1.1 Sector Petrolero... 3 1.1.1 Situación del Sector Petrolero... 3 1.1.2 Producción de Petróleo en Venezuela (Año 2005-2012)... 5 1.1.3 Producción de Gas en Venezuela (Año 2007-2011)... 5 1.1.4 Precios del Petróleo y Gas en el Mercado Internacional... 7 1.1.5 Reservas de Petróleo y Gas... 8 1.1.6 Infraestructura de Gas en Venezuela... 9 1.1.7 Principales Proyectos de PDVSA... 10 1.1.8 Futuro Energético... 14 1.2 Sector Eléctrico... 15 1.2.1 Capacidad Instalada... 15 1.2.2 Producción de Energía y Potencia... 16 1.2.3 Consumo de Combustible del SEN... 18 1.2.4 Factores de Capacidad del SEN... 19 1.2.5 Expansión de Generación 2013-2016... 21 1.3 Oportunidades de Generación Eléctrica en Venezuela... 22 viii

1.3.1 Gas Natural... 22 1.3.2 Orimulsión... 23 1.3.3 Coque... 23 1.3.4 Potencial Hidroeléctrico... 24 1.4 Tipo de Tecnología Termoeléctrica en Venezuela... 26 1.4.1 Plantas a Gas... 26 1.4.2 Plantas a Vapor... 28 1.4.3 Plantas de Ciclo Combinado... 30 CAPITULO II... 32 METODOLOGÍA... 32 CAPITULO III... 40 RESULTADOS... 40 3.1 Eficiencia del Parque Termoeléctrico... 40 3.2 Déficit de Gas... 41 3.3 Estimación de la Demanda de Energía Eléctrica... 42 3.3.1 Escenario de Demanda PDSEN... 42 3.3.2 Escenarios de Demanda de Tendencia Cronológica... 44 3.2 Definición de los Escenarios de Generación (2013-2018)... 51 3.2.1 Escenario 1 de Generación:... 52 3.2.2 Escenario 2:... 55 3.2.2.1 Descripción Anual del Escenario 2... 59 3.2.2.2 Impacto de la Aplicación de Ciclo Combinado... 62 3.2.2.3 Evaluación Económica del Escenario 2... 62 CAPITULO IV... 66 ANÁLISIS DE RESULTADOS... 66 4.1 Escenario 1 con Capacidad Termoeléctrica Constante (TC)... 66 4.2 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual... 70 4.3 Escenario 2 con Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante... 74 4.4 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual... 78 CONCLUSIONES... 82 RECOMENDACIONES... 84 BIBLIOGRAFÍA... 85 ix

ANEXO A... 86 ANEXO B... 87 ANEXO C... 88 ANEXO D... 90 ANEXO E... 91 ANEXO F... 92 ANEXO G... 93 x

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Capacidad de Refinación de PDVSA (2011) 4 Tabla 1.2 Producción de Gas Natural y Reinyectado (2011) 6 Tabla 1. 3 Distribución del Gas en el Mercado Interno (Año 2011) 7 Tabla 1.4 Precios del Petróleo (Año 2007-2011) 8 Tabla 1.5 Precios del Gas en el Mercado Internacional (Año 2009-2013) 8 Tabla 1.6 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012) 15 Tabla 1.7 Próximos proyectos de generación (Año 2013-2016) 21 Tabla 3.1 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2009-2012) 41 Tabla 3.2 Déficit de Gas Anual (2009-2012) 41 Tabla 3.3 Consumo y Déficit de Gas diario en el Sector Eléctrico (Año 2012) 41 Tabla 3.4 Potencia Represada (Año 2010-2012) 49 Tabla 3.5 Energía Represada (Año 2010-2012) 49 Tabla 3.6 Tasa de Crecimiento Anual para cada Escenario de Demanda 51 Tabla 3.7 Energía Promedio Anual de Tocoma y Fabricio Ojeda 52 Tabla 3.8 Escenario 1 de Generación con Capacidad Termoeléctrica Constante 52 Tabla 3.9 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual 53 Tabla 3.10 Estimación de Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018) 54 Tabla 3.11 Déficit de Gas Diario (2013-2018) 55 Tabla 3.12 Potencial de rehabilitación Escenario 2 55 Tabla 3.13 Grupos de Rehabilitación 56 Tabla 3.14 Potencial de Rehabilitación Grupo 1 58 Tabla 3.15 Potencial de Rehabilitación Grupo 2 58 Tabla 3.16 Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante 59 Tabla 3.17 Escenario 2 con Crecimento de 2,7% Anual 59 Tabla 3.18 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018) 60 Tabla 3.19 Déficit de Gas con la Aplicación de C.C (2013-2018) 61 Tabla 3.20 Ahorro en Combustible por la Aplicación C.C 61 Tabla 3.21 Inversión inicial para cada Grupo de Rehabilitación 63 Tabla 3.22 Ingresos por Venta de Electricidad 63 xi

Tabla 3.23 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 100US$) 63 Tabla 3.24 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 90US$) 63 Tabla 3.25 Costos Estimados por Operación y Mantenimiento 64 Tabla 3.26 VPN, TIR Y PBT para barril en 100 (US$) 64 Tabla 3.27 VPN, TIR Y PBT para barril en 90 (US$) 64 Tabla 3.28 Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN 65 Tabla 3.29 Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN 66 Tabla 3.30 Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda 67 Tabla 3.31 Escenario 1 TC vs. Escenario Real 68 Tabla 3.32 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen 69 Tabla 3.33 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen 70 Tabla 3.34 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal 71 Tabla 3.35 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real 72 Tabla 3.36 Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN 72 Tabla 3.37 Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN 73 Tabla 3.38 Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda 74 Tabla 3.39 Escenario 2 vs. Escenario Real 75 Tabla 3.40 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen 76 Tabla 3.41 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen 77 Tabla 3.42: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de Demanda 78 Tabla 3.43: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de Demanda 79 xii

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Producción Petrolera en Venezuela (Año2005-2012) 5 Figura 1.2 Distribución Porcentual de Gas Reinyectado (2007-2011) 6 Figura 1.3 Sistemas Actual y Futuro de Gasoductos (Año 2012) 10 Figura 1.4 Distribución en Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco 11 Figura 1.5 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012) 16 Figura 1.6 Producción de Energía Eléctrica por Tecnología (Años 2005-2012) 17 Figura 1.7 Déficit estructural de generación de Potencia en Venezuela (años 2005-2012) 17 Figura 1.8 Consumo de Combustible del SEN (años 2005-2012) 18 Figura 1.10 Factor de Capacidad por Tecnología Termoeléctrica (Años 2006-2012) 20 Figura 1.11 Oferta Nacional de Coque 2010-2021 24 Figura 1.12 Potencial Hidroeléctrico en Venezuela 25 Figura 1.13 Diagrama de Funcionamiento de una Turbina a Gas 26 Figura 1.14 Diagrama de Funcionamiento de Turbinas a Vapor 29 Figura 1.15 Diagrama de Funcionamiento de una Planta de Ciclo Combinado 31 Figura 3.1 Comportamiento de la eficiencia en el Parque Termoeléctrico (Años 2005-2012) 40 Figura 3.4 Estimación de la Demanda de Potencia (2005-2024) 42 Figura 3.5 Estimación de Demanda de Energía (2005-2024) 43 Figura 3.6 Demanda de Energía (2000-2012) 44 Figura 3.7 Demanda de Potencia (2000-2012) 44 Figura 3.8 Comparación de los Escenarios de Potencia del PDSEN con la Demanda de Potencia (2004-2012) 45 Figura 3.9 Comparación de los Escenarios de Energía del PDSEN con la Demanda de Energía (2004-2012) 45 Figura 3.10 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Energía (2000-2012) 47 Figura 3.11 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Potencia (2000-2012) 47 Figura 3.12 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Energía (2000-2012) 48 Figura 3.13 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Potencia (2000-2012) 48 Figura 3.14 Escenarios de Demanda de Energía basados en Registro Histórico 49 Figura 3.15 Escenarios de Demanda de Energía (2013-2020) 50 xiii

Figura 3.16 Balance de energía con capacidad termoeléctrica constante para el período (2013-2018) 53 Figura 3.17 Balance de Energía con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual (2013-2018) 54 Figura 3.17 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante (2013-2018) 59 Figura 3.18 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante (2013-2018) 60 Figura 3.19: Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN 65 Figura 3.19: Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN 66 Figura 3.20: Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda 67 Figura 3.21: Escenario 1 TC vs. Escenario Real 68 Figura 3.22 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen 69 Figura 3.23 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen 70 Figura 3.24 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal de Demanda 71 Figura 3.25 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real de Demanda 72 Figura 3.26: Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN 73 Figura 3.27: Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN 73 Figura 3.28: Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda 74 Figura 3.29: Escenario 2 TC vs. Escenario Real de Demanda 75 Figura 3.30: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen 76 Figura 3.31: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen 77 Figura 3.32: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de Demanda 78 Figura 3.33: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de Demanda 79 xiv

Bbl BEP CI CIPR CNG CORPOELEC DOE EIA ENELBAR Fc FPO GNL ICO IESA MENPET MPPEE NGCC OCDE OLADE O&M OPEP PBT PDVSA PDSEN PGA PIB PODE SEN SINORGAS TIR LISTA DE ABREVIATURAS Barril Americano Barriles Equivalentes de Petróleo Capacidad Instalada Capacidad Instalada Post-Rehabilitación Centro Nacional de Gestión Corporación Eléctrica Naciona Departamento de Energía de los Estados Unidos Agencia Internacional de Energía Energía Eléctrica de Barquisimteto Factor de Capacidad Faja Petrolífera del Orinoco Gas Natural Licuado del Petróleo Interconexión Centro Oriente Occidente Instituto de Estudios Superiores de Administración Ministerio de Energía y Petróleo Ministerio de poder popular de energía Eléctrica Milion United State Dollar \Millones de dolares Estadounidense Natural Gas Combine Cycle \Gas Natural Ciclo Combinado Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico Organización Latinoamericana de Energía Operations and Maintenance Organización de Países Exportadores de Petróleo Payback time "tiempo de retorno" Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional Proyecto Gas Anaco Producto Interno Bruto Petróleo y Otros Datos Estadísticos Sistema Eléctrico Nacional Sistema Nor - Oriental de Gas Tasa interna de retorno xv

Ton VPN WTI WEO Toneladas Valor Presente Neto West Texas Intermediate World Energy Outlook xvi

LISTA DE SIMBOLOS %. Porcentaje CO2 Bióxido de Carbono. Inversión Inicial Km. Kilómetros kv. Kilo Voltio Kw Kilo Watts M Mil m³ Metro cúbico MM Millones MMM Mil Millones Mw Mega Watts pc Pies cúbicos Td. Tasa de descuento US$ Dolares Americanos US$/MMBTU Precio del Gas por Unidad de Energía US$/MWh. Costo de la Energía Utilizada xvii

1 INTRODUCCIÓN Antecedentes Actualmente, existen 2 estudios de gran relevancia en materia de planificación para el sector eléctrico. El Plan de Desarrollo de Servicio Eléctrico Nacional (PDSEN), realizado en el año 2004, por el Ministerio de Energía y Petróleo, en el cual se establecen los requerimientos futuros de energía y potencia eléctrica, así como también los requerimientos de gas para la producción de electricidad hasta el año 2024. Posteriormente, en el 2010, la empresa estatal CORPOELEC realizó un estudio llamado Plan Maestro Socialista para el Rescate y Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PMS), estableciendo modelos econométricos para los sectores de consumo residencial, comercial, industrial y oficial. En este estudio se introduce el concepto de demanda represada en materia de planificación de generación eléctrica y establece la disponibilidad de combustibles fósiles, opciones tecnológicas en el área termoeléctrica y potencial hidroeléctrica que existe en el país. Justificación Actualmente existe un déficit estructural en el sistema de generación eléctrica, debido a la indisponibilidad de suministro de combustibles primarios, deterioro del parque termoeléctrico y el retraso de proyectos en esta área. Es por ello, que se propone la transformación de las plantas termoeléctricas de ciclo simple a ciclo combinado y su factibilidad técnico económica, con la expectativa que pueda implementarse. Objetivos Generales Realizar un análisis del déficit actual y futuro en materia de energía eléctrica y combustibles primarios en el sector generación, y proponer como una alternativa para mitigar los déficits convertir las plantas de ciclo abierto gas/diesel a ciclo combinado

2 Objetivos Específicos Actualizar la matriz energética con los proyectos de generación anunciados en el lapso 2007-2016 y estimar las necesidades de combustible primario. Actualizar la matriz con los proyectos de gas enunciados en el lapso 2007-2016. Determinar escenarios de generación que involucren la eliminación progresiva del Gas Oil como combustible primario. Escenario Energético con máximo suministro hidroeléctrico Determinar déficit de gas actual Determinar la demanda estimada para el período (2013-2018). Determinar oportunidades de generación eléctrica en Venezuela. Impacto del cerrar los ciclos abiertos GAS/DIESEL

3 CAPÍTULO I LA ENERGÍA EN VENEZUELA La Planificación estratégica es el proceso de desarrollo e implementación de planes para alcanzar propósitos u objetivos. En la siguiente investigación se plantea la implementación de una serie de escenarios de generación eléctrica para alcanzar la demanda estimada en los próximos años. Para ello, es necesario el estudio del sector petrolero y eléctrico los cuales son fundamentales para entender el desarrollo energético del país. 1.1 Sector Petrolero 1.1.1 Situación del Sector Petrolero De acuerdo, al informe Statistical Review of World Energy 2013, la producción venezolana en el 2012 se ubicó en 2.72 millones de barriles diarios (MMBD) y la capacidad de refinación en 1.303 (MMBD). Según el Informe de Gestión Anual realizado por PDVSA en el año 2011, la producción venezolana de petróleo se situó alrededor de 2.99 millones de barriles diarios, de los cuales 2.08 (MMBD) fueron por gestión directa de PDVSA, y el resto se distribuyó en empresas mixtas liviano mediano y empresas mixtas faja (FPO) las cuales produjeron 405 mil barriles diarios (MBD) y 506 (MBD) respectivamente. La capacidad mundial de refinación de PDVSA es de 2.8 millones de barriles diarios y el consumo interno es de 646-765 mil barriles diarios de petróleo. A continuación se presenta en la tabla 1.1 la capacidad de refinación de PDVSA a nivel mundial detalladamente.

4 Tabla 1.1 Capacidad de Refinación de PDVSA (2011) Venezuela Capacidad de Refinación (MBD) CRP, Falcon 955 PLC, Anzoátegui 187 El Palito, Carabobo 140 Bajo Grande, Zulia 16 San Roque, Anzoátegui 5 TOTAL 1303 CARIBE Curazao 335 Cuba 32 Jamaica 17 Republica Dominicana 17 TOTAL 401 Estados Unidos Lake Charles, Louisiana 425 Corpus Christi, Texas 157 Lemont, Illinois 167 Chalmette, Louisiana 92 Saint Croix, U.S Virgin 248 Islands TOTAL 1089 Europa Nynashamn, Sweden 15 Gothenburg, Sweden 5 Dundee, Scotland 4 Eastham, England 5 TOTAL 29 TOTAL MUNDIAL 2822 Fuente: Informe de Gestión Anual PDVSA (2011) Cabe destacar, que para esta investigación no se pudo conseguir el informe Memoria y Cuenta del año 2012 por el MENPET, ni tampoco el informe Anual de Gestión de PDVSA, 2012. Es por ello que se tuvo que consultar con informes de fuentes internacionales como la OPEC, y la EIA los cuales registran la producción de petróleo nacional, la capacidad de refinación y las reservas actualizadas de gas y petróleo al 2012. Sin embargo, la capacidad de refinación nacional que registran estas instituciones no concuerda con los informes de PDVSA, porque ellos no toman en cuenta la capacidad de refinación de PDVSA, a nivel mundial, sólo la refinación nacional.

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 5 1.1.2 Producción de Petróleo en Venezuela (Año 2005-2012) De acuerdo a los datos registrados por PDVSA en su Informe de Gestión Anual (2011), se puede concluir que en los últimos 4 años la producción de petróleo ha venido decayendo. En la figura 1.1 se muestra la producción de petróleo en los últimos años. Figura 1.1 Producción Petrolera en Venezuela (Año2005-2012) 3400 3300 3200 3100 3000 2900 2800 2700 2600 2500 Producción MBD Fuente PODE 2006,Informe Anual PDVSA 2011, Annual Report 2012 OPEC La disminución de la producción petrolera, afecta directamente el abastecimiento de combustible primarios en el mercado interno, para satisfacer el sector eléctrico, siderúrgico, manufacturero entre otros. 1.1.3 Producción de Gas en Venezuela (Año 2007-2011) La producción de gas natural en Venezuela se fundamenta en la utilización del mismo por la propia industria petrolera y en la inyección de gas natural a los pozos con el fin de extraer el petróleo. El residual de este proceso, se utiliza en el mercado interno, para uso doméstico, eléctrico, manufacturero, transporte y siderúrgico. La producción de gas para el 2011 fue de 7.125 (MMPCD), de los cuales fueron reinyectados 2884 (MMPCD) y 438 (MMPCD) usados en el sector petrolero, representando el 47% de la producción total de gas natural.

6 En la tabla 1.2 que se presenta a continuación se puede observar la producción bruta de gas natural y el reinyectado en los últimos 5 años. Tabla 1.2 Producción de Gas Natural y Reinyectado (2011) Gas Natural (MMPCD) 2007 2008 2009 2010 2011 Producción Bruta 6958 6904 6990 6961 7125 (MMPCD) Reinyectado (MMPCD) 2903 3081 2800 2958 2884 Gas Natural Neto (MMPCD) 4055 3823 4190 4003 4241 Fuente: Informe Anual PDVSA (2011) Alrededor de 40% de la producción de gas natural, se utiliza en la reinyección de los pozos petroleros. En la figura 1.2 se observa la distribución porcentual de estos. 2011 2010 2009 Reinyectado (MMPCD) Gas Natural Neto (MMPCD) 2008 2007 0% 20% 40% 60% 80% 100% Figura 1.2 Distribución Porcentual de Gas Reinyectado (2007-2011)

7 Por otro lado, la entrega de gas en el mercado interno fue de 1676 (MMPCD) la cual representa el 24% de la producción de gas natural y se distribuye en el sector eléctrico, siderúrgico, aluminio, cemento, comercializadoras, doméstico y petroquímico. En la tabla 1.3 se puede ver la distribución del gas natural en los distintos sectores. Tabla 1. 3 Distribución del Gas en el Mercado Interno (Año 2011) Mercado Interno Volumen (MMPCD) % Aluminio 45 2.6 Cemento 94 5.6 Distribuidor 105 6.2 Doméstico 15 0.8 Eléctrico 552 32.9 Manufacturero 198 11.8 Siderúrgico 234 13.96 Petroquímica 433 25.8 Total 1676 100 Fuente: Informe Anual PDVSA 2011 1.1.4 Precios del Petróleo y Gas en el Mercado Internacional A pesar del declive en la producción petrolera, los precios del barril de petróleo en los últimos años han sido favorables, ya que el alza de los mismos ha sido única en la historia nacional. En la siguiente tabla 1.4 se presentan los precios del petróleo desde el año 2007 hasta el año 2012.

8 Tabla 1.4 Precios del Petróleo (Año 2007-2011) Año WT (US$) Cesta OPEP(US$) Cesta Venezuela (US$) 2007 72.24 69.08 64.74 2008 99.9 94.45 86.49 2009 61.82 61.06 57.08 2010 79.52 77.45 71.97 2011 95.12 107.47 101.06 2012 94.23 109.53 103.42 2013* 102.95 106.06 98.99 Fuente MENPET *Precios a Octubre 2013 Por otro lado, el gas natural se ha convertido en una opción más atractiva en comparación con otros combustibles fósiles, debido a su baja emisión de bióxido de carbono (CO2) y, en algunas regiones, a la relativa estabilidad y nivel de sus precios. En la tabla 1.5 es posible verificar los precios en el mercado internacional. Tabla 1.5 Precios del Gas en el Mercado Internacional (Año 2009-2013) Año Precio (US$/MMBTU) 2009 3.89 2010 4.39 2011 4.01 2012 2.76 2013* 3.50 Fuente BP Statistical Review of World Energy 2012 *Natural Gas Spot Price EIA (2013) 1.1.5 Reservas de Petróleo y Gas Según el informe realizado por el IESA, Venezuela: la energía en cifras 2009-2011, y el informe BP Statistical Review of World Energy (2013), las reservas de petróleo se colocan en 22.5 mil millones de barriles (MMMbbl) para crudo convencional (ligero y mediano) y 275.1 (MMMbbl) para crudo pesado y extra pesado. Lo que da un total de 297.6 (MMMbbl)

representando el 17.6% respecto a las reservas mundiales. Lo que nos coloca como el país con mayores reservas de petróleo a nivel mundial. 9 Por otro lado, las reservas de gas son de 195,234 billones de pies cúbicos que representan el 3% de las reservas a nivel mundial, de los cuales 37,65 billones de pies cúbicos están asociados a la Faja Petrolífera del Orinoco y 35,82 billones de pies cúbicos están asociados a crudo extra pesado presente en las cuencas Oriental y Barinas-Apure. La mayor parte de las reservas gasíferas de Venezuela están ubicadas al norte y noreste del país, en la cuenca oriental y en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, en una extensión de más de 500 mil kilómetros cuadrados. La zona oriental concentra 70,2% de las reservas, la zona occidental 22,7% y la cuenca de Carúpano 7,36%. La cuenca de Barinas-Apure concentra solo 0,19% de las reservas probadas de gas. De acuerdo a información publicada por PDVSA Gas (en el V Congreso y IX Exposición Internacional de Gas, en octubre de 2008), quince por ciento (15%) del total de las reservas probadas esta en Costa Afuera y se encuentran no asociadas a la producción petrolera. Por otro lado, las reservas ubicadas en tierra firme en las regiones de oriente y occidente están asociadas al petróleo en ochenta y siete por ciento (87%) y noventa y cinco por ciento (95%) respectivamente. En promedio, setenta y cuatro por ciento (74%) de las reservas de gas venezolanas están asociadas al petróleo. (IESA, 2011) 1.1.6 Infraestructura de Gas en Venezuela A escala nacional se cuenta con una infraestructura de transmisión y distribución de gas metano de 4.648 Km de tuberías, para satisfacer los requerimientos de los sectores doméstico, comercial e industrial, siendo los principales sistemas de transporte: Anaco-Barquisimeto; Anaco- Jose/Anaco-Puerto La Cruz; Anaco-Puerto Ordaz; Ulé-Amuay; Interconexión Centro Oriente- Occidente (ICO); Costa-Oeste y Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte. Según el informe de gestión de PDVSA del año 2011, se incorporaron 216 Km de tuberías nuevas, de los cuales 177 Km, pertenecen a la etapa I del nuevo gasoducto en construcción, en la zona oriental del país el gasoducto nor-oriental G/J José Francisco Bermúdez, (Tramo Barbacoa-

10 Cumaná-Margarita); 19 Km del nuevo lazo Morón-Barquisimeto (ENELBAR IV) de la ampliación del sistema Anaco-Barquisimeto. En la figura 1.3 se observa la ubicación de los gasoductos actuales y próximos en Venezuela. Figura 1.3 Sistemas Actual y Futuro de Gasoductos (Año 2012) 1.1.7 Principales Proyectos de PDVSA Actualmente, la empresa estatal PDVSA, ejecuta una serie de proyectos en el sector petrolero y gas siendo los más emblemáticos los que se mencionas a continuación: - Faja Petrolífera del Orinoco (FPO): La Faja Petrolífera del Orinoco está localizada en el sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Tiene un área geográfica de aproximadamente 55 mil kilómetros cuadrados, con un área de explotación de cerca de 12 mil kilómetros cuadrados.

11 La Faja tiene aproximadamente entre 914 millardos y 1,36 billones de barriles de petróleo en sitio. La FPO pertenece a la cuenca oriental y para el 2011 las reservas ascendieron a 258,939 mil millones de barriles, de los cuales corresponden a petróleo pesado 3,758 mil millones de barriles y a petróleo extra pesado 255,181 mil millones de barriles. El crudo de la Faja es del tipo pesado y extra pesado con una gravedad promedio de 8,6 grados API, lo que dificulta su transporte y refinación e impone costos altos de extracción y producción. No obstante, los avances de la tecnología de refinación han permitido transformarlo en crudos sintéticos de mejor calidad lo cual facilita su procesamiento en las refinerías. (IESA, 2011) La Faja también posee un volumen importante de gas original en sitio, lo que constituye una fuente potencial de abastecimiento para el mercado interno. En la figura 1.4 se muestra las 4 áreas de explotación las cuales son: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Figura 1.4 Distribución en Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco Por otra parte, los proyectos de exploración y gas costa afuera se enumeran a continuación: Proyecto Mariscal Sucre, Proyecto Rafael Urdaneta, Proyecto Plataforma Deltana, Proyecto Gas Natural Licuado (GNL), Proyecto Golfo de Paria Oeste y Punta Pescador y Proyecto Blanquilla- Tortuga.

12 - Proyecto Mariscal de Sucre: Consiste en la perforación de 36 pozos, la construcción de dos plataformas de producción, instalación de los sistemas de producción submarino, línea de recolección y sistema de exportación y construcción de las siguientes instalaciones: 563 Km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad, muelle de construcción y servicios en el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA); generación de energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado Sucre); redes de transmisión y distribución eléctrica, para incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera, en el oriente del país. - Proyecto Rafael Urdaneta: Este proyecto tiene como objetivo el desarrollo de las reservas probadas de gas no asociado del campo Perla perteneciente al Bloque Cardón IV, existente en el lado oeste de la Península de Paraguaná, a unos 60 Km de la costa y frente al Complejo Refinador de Paraguaná, dichas reservas alcanzan en la actualidad 8,9 MMMPC, donde se prevé un plan de producción, recolección y acondicionamiento de gas en tres fases. - Proyecto Plataforma Deltana: Este Proyecto está inmerso dentro del Proyecto Delta Caribe Oriental y comprende el desarrollo de exploración y explotación de gas no asociado Costa Afuera en un área de 9.441 Km.2 en los cuales, existe reservas de hidrocarburos que se extienden a través de la línea de delimitación entre La República Bolivariana de Venezuela y La República de Trinidad y Tobago. Proyectos para el desarrollo de la infraestructura de gas en Venezuela: Proyecto Gas Anaco (Anzoátegui), Proyecto Gas San Tome (Anzoátegui), Aumento de la Capacidad de Fraccionamiento Jose (Anzoátegui), Soto I (Anzoátegui), IV Tren de San Joaquín (Anzoátegui), Pirital I (Monagas), Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO), Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS) (Sucre, Nueva Esparta, y norte de los estados Anzoátegui y Monagas).

13 - Proyecto Gas Anaco: El Proyecto Gas Anaco (PGA) tiene como objetivo la construcción de cinco centros operativos con capacidad de recolectar, comprimir y transferir una producción de 2.559 MMPCND de gas y 34,55 MBD de petróleo liviano. - Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO): El Proyecto ICO tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región este y central de La República (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia y CRP, estado Falcón), a fin de cubrir la demanda de gas en esa zona del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación, y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica. - Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS) El proyecto SINORGAS tiene previsto la construcción de una Infraestructura necesaria para manejar y transportar los volúmenes de gas a producirse en los desarrollos Costa Afuera en la región nororiental del país, desde Güiria hasta los centros de consumo en los estados Sucre, Nueva Esparta y norte de los estados Anzoátegui y Monagas. El proyecto tiene planificada su culminación para el año 2015. - Proyecto Autogas: Este proyecto tiene como objetivo liberar combustible líquido (gasolina) del mercado interno para su exportación, y así diversificar la matriz de combustibles del sector transporte incorporando el Gas Vehicular, a través de la construcción de puntos de expendio para su venta y la conversión de vehículos al sistema bicombustible (gasolina-gas) a escala nacional. Adicionalmente, el Proyecto Autogas asegurará el abastecimiento continuo y eficiente de gas

14 para uso vehicular, para fines de transporte de pasajeros y carga en el mercado interno de la Nación. 1.1.8 Futuro Energético La Agencia Internacional de Energía EIA estima que Venezuela aumentará su producción considerablemente en el período 2020-2025. Para cumplir con estas proyecciones, Venezuela deberá tener un crecimiento anual de su producción equivalente a 1,48%, similar a la tasa compuesta anual lograda en el periodo 1985-2010. La tasa de crecimiento anual de la producción de crudo no-convencional (pesado y extrapesado), para Venezuela será muy superior a la tasa de crecimiento total de la producción de crudo, alcanzando un equivalente a seis por ciento (6%) anual de incremento. Esta tendencia surtirá un efecto tal que, para el año 2035, aproximadamente el cincuenta por ciento (50%) de la producción venezolana será de este tipo de crudo. (IESA, 2011) En las proyecciones del International Energy Outlook 2011 y del Annual Energy Outlook 2012, ambos publicados por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), estima que la mayor parte del crecimiento provendrá de los países con economías emergentes que no son miembros de la OCDE (no-ocde), en donde el desarrollo económico estará vinculado con un incremento en la demanda de energía. La región de Asia, liderada por China e India, presentará el mayor incremento en el consumo de energía, con un aumento de 91% entre 2010 y 2035. Luego, le seguirá la región de Centro y Sudamérica, cuya demanda se estima aumentará 69% en el mismo periodo. Por otra parte, la Agencia Internacional de Energía (EIA), estima que el gas natural tendrá un papel cada vez más relevante en la economía energética global.

15 1.2 Sector Eléctrico 1.2.1 Capacidad Instalada Actualmente, Venezuela posee 2 tipos de generación: generación hidroeléctrica y generación termoeléctrica. La generación hidroeléctrica tiene una capacidad instalada de 14622 MW que representa 53% del total en el país, mientras que la generación termoeléctrica tiene una capacidad instalada de 12874 MW que representa el 47%. Ambos, suman una capacidad instalada total de 27496 MW. Las plantas termoeléctricas a su vez se subdividen en: - Plantas de Gas - Plantas de Vapor - Plantas de Ciclo combinado - Generación Distribuida La capacidad instalada para cada tipo de estas tecnologías se observan a continuación: Tabla 1.6 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012) Planta de Gas (Mw) Plantas de Vapor (Mw) C. C (Mw) Distribuida (Mw) 6111 4246 1300 1217 Fuente: Memoria y Cuenta 2012 MPPEE No obstante a la capacidad actual, es posible verificar que en los últimos 12 años no ha existido un crecimiento sustancial en la capacidad instalada. En la figura 1.5, se puede apreciar el comportamiento del crecimiento de la generación en Venezuela en los últimos 7 años. La capacidad hidroeléctrica se mantiene constante (14622 MW), mientras se observa el crecimiento en la capacidad termoeléctrica, con un promedio anual de 2.7% equivalente a 1000 Mw anuales que se agregan en promedio al SEN.

16 Figura 1.5 Capacidad Instalada en Plantas Termoeléctricas (Año 2012) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Termoelelectrica (Mw) Hidroelectrica (Mw) 1.2.2 Producción de Energía y Potencia En Venezuela, la gran mayoría de las plantas térmicas que se integran al SEN, no funcionan de manera continua, teniendo como principal restricción la disponibilidad del combustible para el funcionamiento de las mismas. A pesar que en los últimos años la capacidad instalada en plantas termoeléctricas ha aumentado en hasta un 47%, no corresponde con el porcentaje de energía que producen. No obstante a la capacidad instalada de 27496 MW, la generación disponible actual es de 18209 MW. El 70% de la energía que se produce en el país corresponde a generación hidroeléctrica, mientras el restante 30% corresponde a generación termoeléctrica. En el año 2012, se generó un total de 127710 Gwh, donde la generación hidroeléctrica aportó 82008 Gwh, mientras que el sector termoeléctrico cedió 45601 Gwh. En la figura 1.6 se puede observar la producción de energía por tecnología.

17 Figura 1.6 Producción de Energía Eléctrica por Tecnología (Años 2005-2012) 100% 80% 60% 40% 20% Hidroeléctrica (Gwh) Ciclo Combinad (Gwh) Turbovapor (Gwh) Distribuida (Gwh) Turbogas (Gwh) 0% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Por otro lado, la demanda de potencia en el país crece con una tasa promedio anual de 2.76% mientras que se observa que la generación disponible se encuentra estancada desde el año 2009, lo cual no permite abastecer la demanda total. En la Figura 1.7, se observa el comportamiento de la capacidad instalada contra la generación disponible y la demanda actual en Venezuela. Figura 1.7 Déficit estructural de generación de Potencia en Venezuela (años 2005-2012) 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Capacidad Instalada Mw Demanda Maxima Mw Generación Disponible Mw Fuente: Memoria y Cuenta MPPEE 2012 El déficit estructural de generación en el SEN observado en la figura anterior, se debe a distintos factores, entre los de más relevancia están: - Problemas en la red (Transmisión)

18 - Abastecimiento de Combustible - Deterioro de la Plantas - Entre otros La elevada antigüedad y el deterioro del parque termoeléctrico, es un factor importante en el declive de la generación disponible, ya que trae como consecuencia paradas programadas para mantenimiento o paradas de emergencia por mal funcionamiento (salida de las máquinas). 1.2.3 Consumo de Combustible del SEN Para abastecer las plantas termoeléctricas del país, se necesitan distintos tipos de combustible dependiendo de la tecnología empleada. Para plantas de ciclo combinado y gas, se utiliza gas natural o diesel, mientras que para plantas de vapor se utiliza fuel oil. Para el año 2012, el consumo de combustible en el país se distribuyó de la siguiente manera: - Gas 40% (39.7 MMBEP) - Diesel 40% (34.6 MMBEP) - Fuel Oil 20% (16.5 MMBEP) Para entender el comportamiento de estos tres combustibles en Venezuela, la Figura 1.8 reúne el patrón de consumo desde el año 2005. Figura 1.8 Consumo de Combustible del SEN (años 2005-2012) 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Consumo Gas (MMBEP) Consumo Diesel (MMBEP) Consumo Fuel Oil (MMBEP) Fuente: Memoria y Cuenta 2010,2011,2012 (MPPEE)

19 Como se puede observar en la gráfica anterior, el consumo de diesel en los últimos 12 años ha tenido un crecimiento elevado, mientras que el consumo de gas en el sector eléctrico permanece casi constante alrededor de 30 (MMBEP). Esto se debe, a que la producción nacional de gas natural se ha mantenido constante, trayendo como consecuencia que los nuevos bloques de generación que se incorporen al SEN, se alimenten con diesel y no con gas. Para compensar este déficit de gas, en el sector eléctrico es necesario aumentar el consumo de hidrocarburos líquidos. Venezuela utilizó en el año 2012, 5.496.580 10³lts de diesel, lo que equivale a 34.5 (MMbbl). Desafortunadamente, este diesel se está utilizando netamente en el mercado Venezolano, dejando su exportación en un segundo plano. El uso del gas como combustible principal para la generación eléctrica en el país sería beneficioso dada su característica amigable con el ambiente. De igual manera, permitiría a los combustible líquidos ser exportados o utilizados de una manera eficiente. Sin embargo, Venezuela no cuenta con la cantidad de gas necesario para proveer en su totalidad a las plantas termoeléctricas. Por lo tanto, es necesario explotar las reservas nacionales de gas o buscar países proveedores. 1.2.4 Factores de Capacidad del SEN Este indicador es llamado también factor de planta o factor de capacidad y su formulación depende de la actividad de la cadena energética y de los energéticos con la que esté relacionada la instalación. El Centro Nacional de Despacho (CND), anteriormente llamado OPSIS, expone anualmente en sus informes los factores de capacidad para cada tecnología, los cuales fueron tomados de los informes del año 2006, 2007, 2008 y 2010. Por otro lado, para obtener el factor de capacidad del año 2012 se consultó el Boletín Estadístico Mensual del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) realizado en abril del año en cuestión por el CND, con la finalidad de obtener la producción de energía promedio que se dispone para cada planta.

20 En el caso particular de las centrales eléctricas, el factor de capacidad se calcula dividiendo la generación neta de electricidad en un período de tiempo sobre la capacidad máxima de generación en ese mismo período. La capacidad máxima de generación es el producto de la potencia instalada por el número de horas contenido en el período considerado. Para el cálculo se toma por lo general el valor de 8,760 horas en un año y 730 horas en un mes. En períodos relativamente largos, el factor de capacidad de las instalaciones energéticas, puede verse afectado por las salidas de operación, tanto forzadas como programadas para mantenimiento. La siguiente expresión determina el cálculo del factor de capacidad de una planta. (1) Donde: Fc= Factor de capacidad de la central GE= Generación eléctrica neta de la central en un período de tiempo (GWh) PI = Potencia instalada de la central en un período de tiempo (MW) Nh= Número de horas contenidas en el período de tiempo En la figura 1.10 se presenta los factores de capacidad por tecnología en los últimos años. 1.2 Figura 1.10 Factor de Capacidad por Tecnología Termoeléctrica (Años 2006-2012) 1 0.8 0.6 0.4 Fc TurboVapor Fc TurboGas Fc Ciclo Combinado Fc Hidroeléctrica 0.2 0 2006 2007 2008 2010 2012

21 Los complejos hidroeléctricos producen la mayor cantidad de energía en el país, y requieren menor mantenimiento en comparación con la tecnología termoeléctrica. Por lo tanto es válido que posean un factor de carga promedio de 0.8. Por otro lado, las plantas de vapor, poseen el factor de carga más bajo de 0.6, debido a que son plantas con más de 25 años en funcionamiento y utilizan fuel oil, el cual es un combustible muy pesado y por lo tanto se espera que sean máquinas con mayor mantenimiento y con paradas más prolongadas con respecto a otras tecnologías. Finalmente, la tecnología de ciclo combinado y gas son plantas más nuevas y utilizan combustibles más livianos como gas y diesel por lo tanto tienen factores de carga de 0.8 y 0.7 respectivamente. 1.2.5 Expansión de Generación 2013-2016 Para el estudio de planificación de generación eléctrica es necesario saber los próximos proyectos a ejecutarse. A continuación, en la Tabla 1.5 se presentan los próximos proyectos pautados por la empresa estatal CORPOELEC: Tabla 1.7 Próximos proyectos de generación (Año 2013-2016) Plantas Tecnología Localización Capacidad Mw Combustible Avance Físico Fecha de Entrega Antonio Jose de Ciclo Sucre 1000 Gas 15% 2012 Sucre Combinado Complejo Ciclo Miranda 1060 Gas 7% 2011 Termocentro Combinado Ezequiel Zamora Ciclo Simple Guárico 150 Gas 43% 2009 Juan Bautista Ciclo Abierto Nueva 170 Gas 78% Arismendi Esparta Fabricio Ojeda (La Hidroeléctrica Mérida 500 Agua 89% 2010 Vueltosa) Manuel Piar Hidroeléctrica Bolívar 2160 Agua 83% 2014 (Tocoma) La Cabrera Ciclo Simple Carabobo 380 Gas No Existe Registro El Palito Ciclo Simple Carabobo 700 Gas No Existe Registro Fuente: CORPOELEC, Memoria y Cuenta 2012 (MPPEE) *El Complejo Generador Termocentro se refiere a la planta La Raisa y El Sitio.

22 Para, la mayoría de los proyectos de expansión de generación de la tabla anterior, no se pudo conseguir las nuevas fechas de entrega o de culminación, a excepción de los proyectos hidroeléctricos de Tocoma y Fabricio Ojeda (La Vueltosa). Según, el informe de Memoria y Cuenta 2012 del MPPEE estos complejos hidroeléctricos entran en ejecución en el año 2015. De acuerdo a la prensa de CORPELEC, la planta Juan Bautista Arismendi actualmente tiene instalada la unidad 1 de 85 Mw. La planta El Sitio, se integró al SEN con una capacidad instalada de 560 Mw. 1.3 Oportunidades de Generación Eléctrica en Venezuela Entre los combustibles provenientes de la actividad petrolera nacional, los que tienen mayor potencial para ser usado en el sector eléctrico son: 1.3.1 Gas Natural Es una mezcla gaseosa de hidrocarburos que incluye tanto el gas natural libre como el asociado. - Gas Natural Libre Se refiere a una mezcla gaseosa de hidrocarburos constituida principalmente por el metano obtenido de los campos de gas. Como en general no contiene condensables se lo suele llamar "gas seco". (OLADE, Guia SIEN M-1 Metología de Balances Energéticos, 2004) - Gas Natural Asociado Se refiere a una mezcla gaseosa de hidrocarburos que se produce asociada con el petróleo crudo. Generalmente contiene fracciones de hidrocarburos líquidos ligeros (condensables) por lo que se lo llama frecuentemente "gas húmedo". Las grandes reservas petroleras y la gran cantidad de proyectos de gasificación que se ejecutan en el país, hace que el gas sea un candidato

fundamental para la generación eléctrica del país. (OLADE, Guia SIEN M-1 Metología de Balances Energéticos, 2004) 23 1.3.2 Orimulsión Es un combustible desarrollado en Venezuela, en la faja petrolífera del Orinoco que puede ser utilizado para alimentar plantas eléctricas. Sin embargo, dicho combustible ya no es producido por PDVSA, ya que no es un producto rentable para exportar. La Orimulsión es un producto atractivo para los clientes por su bajo precio, pero con márgenes de ganancias muy reducidos para PDVSA. Como se pudo observar anteriormente la estrategia de PDVSA es mejorar los crudos de la Faja del Orinoco creando uno sintético que puede ser procesado en refinerías tradicionales, algo que con el alto valor actual del barril le produce mayores dividendos.sin embargo, es un producto latente que podría volverse a producir y diversificar la matriz energética nacional. 1.3.3 Coque El término general "coque" se aplica a un material sólido no fundible, de alto contenido de carbono, obtenido como resultado de la destilación destructiva del carbón mineral, petróleo y otros materiales carbonosos. Existen distintos tipos de coque que normalmente se identifican añadiendo al final el nombre del material que le dio origen. (OLADE, Guia SIEN M-1 Metología de Balances Energéticos, 2004) El desarrollo de la FPO producirá grandes cantidades de coque, cada barril de crudo Faja que va a mejoramiento produce 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre. Esto significa que para 3 MMBD, la producción diaria de coque seria de 75 mil toneladas métricas (75MT). Lo que hace, que sea un combustible alternativo para el sector termoeléctrico. En la figura 1.11 se puede ver la oferta nacional que existe en Coque.

24 Figura 1.11 Oferta Nacional de Coque 2010-2021 Fuente: Informe (PMS) 2010-2030 Se observa en la gráfica que Venezuela dispone de una producción aproximada de ocho millones de toneladas métricas anuales, y a partir del año 2014, comienza un crecimiento vertiginoso en la oferta de coque de petróleo, alcanzando magnitudes de hasta 25 Millones de Toneladas métricas anuales, y es debido a la ampliación del parque refinador de Venezuela y al desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, en la cual se tiene previsto, producir aproximadamente 6.000 toneladas diarias de coque. (CORPOELEC, 2010) 1.3.4 Potencial Hidroeléctrico En el informe hecho por CORPOELEC (PMS) en el año 2010, se menciona el potencial hidroeléctrico nacional, basándose en un estudio hecho por la empresa Caltec en el año 2009 donde se indica el potencial hidroeléctrico nacional el cual corresponde a 46.460 Mw, de los cuales 15.945 se encuentran en operación, 2.931 en construcción y 27.584 en inventario como potencial desarrollable. En la figura 1.12 se presenta la ubicación de las regiones identificadas y se incluye el total de potencial hidroeléctrico para cada una.

25 Figura 1.12 Potencial Hidroeléctrico en Venezuela Fuente: Informe PMS, CORPOELEC (2010)

26 1.4 Tipo de Tecnología Termoeléctrica en Venezuela 1.4.1 Plantas a Gas Son aquellas que utilizan como principio de funcionamiento el Ciclo Brayton. Como su nombre lo indica utilizan como combustible principal el gas, sin embargo pueden funcionar con otro tipo de combustible como diesel o gasoil. 1.4.1.1 Funcionamiento de las Plantas a Gas La maquina térmica utilizada en este tipo de centrales es la turbina de gas cuyo esquema de funcionamiento se presenta a continuación en la figura 1.13. Figura 1.13 Diagrama de Funcionamiento de una Turbina a Gas Como se puede observar en la figura 1.13, el principio de la máquina de gas es relativamente sencillo. Se introduce aire fresco en condiciones ambientales dentro del compresor donde su presión y temperatura se elevan, luego el aire de alta presión sigue hacia la cámara de combustión, donde el combustible se quema a presión constante. Los gases de alta temperatura que resultan entran a la turbina, donde se expanden hasta la presión atmosférica, produciendo potencia. Los gases de escape que salen de la turbina se expulsan hacia afuera no se recirculan, por lo tanto esto es lo que se llama ciclo abierto.

27 La temperatura más alta en el proceso ocurre en el estado 3 y está limitada por la temperatura que soportan los alabes de la turbina. Lo que hace que esto limite las relaciones de presión que pueden utilizarse en el ciclo. Comparado con la turbina de vapor y las máquinas diesel, la turbina de gas ofrece mayor potencia para determinados tamaños y pesos, alta confiabilidad, larga vida útil, y operación más conveniente. En las centrales eléctricas de turbinas de gas, la relación entre el trabajo del compresor y el trabajo de la turbina, denominada relación de trabajo de retroceso, usualmente es muy alta. Lo que implica que más de la mitad del trabajo de la turbina se utiliza para activar el compresor. Esto contrasta considerablemente con las centrales eléctricas de vapor donde la relación de trabajo de retroceso es pequeña. Por lo tanto, las turbinas de gas son más grandes que las que se utilizan en vapor para la misma salida de potencia. 1.4.1.2 Eficiencias de las Plantas a Gas La eficiencia promedio de las turbinas a gas alimentadas con gas natural es de 45% con diesel es de un 40%. Sin embargo, es posible mejorar la eficiencia del ciclo Brayton mediante ciertas modificaciones en las condiciones de operación del mismo. Es evidente que una mejor eficiencia se logra mediante: - Reducción del combustible consumido. (Regeneración) - Aumento del trabajo aprovechado en la turbina. (Recalentamiento) - Reducción del trabajo dado al compresor. (Enfriamiento) Los diagramas de las turbinas de gas que presentan estas modificaciones se presentan en el Anexo A.

28 1.4.1.3 Ventajas de las Plantas a Gas - Su instalación es más práctica, generalmente vienen como un solo equipo. - Sus tiempos de arranque son cortos. - Contaminan menos ya que arrojan menos CO2 al ambiente, al utilizar gas como combustible. En el Anexo B se muestra los Kg de C02 que son arrojados a la atmósfera para generar energía por cada tipo de combustible. 1.4.2 Plantas a Vapor Son aquellas que utilizan como principio de funcionamiento el ciclo Rankine. El combustible utilizado por este tipo de centrales, en Venezuela es fuel oil, sin embargo en otros países se utilizan otro tipo de combustibles como el coque. 1.4.2.1 Funcionamiento de las Plantas a Vapor El principio de funcionamiento de estas máquinas térmicas es el siguiente: - Compresión en una bomba - Adición de calor a presión constante en una caldera - Expansión en una turbina - Rechazo de calor a presión constante en un condensador

29 En la figura 1.14 se muestra el principio de funcionamiento de una turbina de vapor Figura 1.14 Diagrama de Funcionamiento de Turbinas a Vapor Se introduce agua a la bomba y se lleva hasta la presión de la caldera. El agua entra a la caldera y se calienta, produciéndose vapor. El vapor entra a la turbina donde se expande produciendo trabajo al hacer girar un eje conectado a un generador eléctrico. La presión y temperatura disminuyen durante este proceso. Luego el vapor, entra al condensador. En este estado el vapor por lo general es un vapor húmedo. El vapor se condensa a presión constante en el condensador el cual rechaza calor hacia un medio de enfriamiento como un lago, rio etc. Lo que hace, que el vapor se convierta en agua y vuelva a entrar a la bomba, comenzando el ciclo. En áreas donde el agua es muy valiosa o no existe, las centrales eléctricas son enfriadas con aire en lugar de agua este método de enfriamiento se denomina enfriamiento en seco. 1.4.2.2 Ventajas de las Plantas de Vapor Normalmente tienen mayor capacidad de potencia, que las plantas a gas

30 1.4.3 Plantas de Ciclo Combinado Las plantas de ciclo combinado como su nombre lo indican involucra 2 tipos de ciclos, el ciclo Brayton y el ciclo Rankine en una misma configuración. Utilizan como combustible principal gas natural o diesel. 1.4.3.1 Funcionamiento de las Plantas de Ciclo Combinado Estas plantas funcionan de la siguiente manera, primero entra en acción el ciclo Brayton a través de la turbina a gas, por lo tanto el funcionamiento en esta primera fase es igual al descrito en las plantas a gas. La diferencia de esta configuración, está en los gases de escape, que en vez de ser desechados a la atmosfera, son aprovechados en un intercambiador de calor el cual sirve como caldera para el ciclo rankine. De manera que el agua que sale de la bomba se caliente con las altas temperaturas de los gases de escape, convirtiéndose en vapor. El vapor que sale de la caldera entra a la turbina donde se expande generando trabajo y accionando el generador eléctrico. De esta manera, se genera adicionalmente, mayor energía utilizando la misma cantidad de combustible. En la figura 1.15 se presenta el diagrama de funcionamiento de una planta de ciclo combinado Figura 1.15 Diagrama de Funcionamiento de una Planta de Ciclo Combinado

31 Figura 1.15 Diagrama de Funcionamiento de una Planta de Ciclo Combinado La eficiencia promedio de este tipo de plantas ronda en 50-55% a plena carga. La desventaja de este tipo tecnología es que reduce su eficiencia cuando se reduce la carga. 1.4.3.2 Ventajas del Ciclo Combinado Aumento de la producción de energía. Aumento de la eficiencia de las plantas Reducción de la emisión de gases de efecto invernadero El costo de producción de energía se reduce considerablemente. (Ver Anexo C)

32 CAPITULO II METODOLOGÍA En el siguiente capítulo se presenta la metodología utilizada para la realización del estudio de generación eléctrica. FASE 1: Caracterización del Sector Petrolero (2005-2012). Consiste en revisar las fuentes bibliográficas. Para este caso, se consulto con: Informe de Gestión PDVSA 2011 Informe PODE 2005,2006,2007y 2008 Memoria y Cuenta del MENPET 2011 Entre otros El estudio se enfocó en la obtención de los siguientes datos: Situación del Sector Petrolero Producción de Petróleo en Venezuela (Año 2005-2012) Producción de Gas Natural en Venezuela (Año 2007-2011) Precios del Petróleo y Gas en el Mercado Internacional Reservas de Petróleo y Gas en Venezuela Infraestructura de Gas en Venezuela Principales Proyectos de PDVSA Consumo de Gas Natural del Sector Eléctrico Futuro Energético FASE 2: Caracterización del Sistema Eléctrico Nacional (2005-2012). Consiste en conocer la situación actual del SEN y su evolución en el tiempo, para estimar escenarios de generación y demanda de energía eléctrica. Para ello fue necesario la consulta bibliográfica de: Anuario Estadístico MPEE 2010 Memoria y Cuenta MPEE 2010 Memoria y Cuenta MPEE 2011

33 Memoria y Cuenta MPEE 2012 Entre otros. Donde se obtuvo el registro de los siguientes aspectos: Capacidad Instalada Producción de Energía y Potencia eléctrica Consumo de Combustible Factores de Carga por Tecnología Expansión de Generación 2013-2016 Oportunidades de Generación Eléctrica en Venezuela FASE 3: Determinación de la Eficiencia del Parque Termoeléctrico La distinta tecnología y el tipo de combustible empleado para generar energía eléctrica definen para cada planta una eficiencia determinada. Para obtener la eficiencia promedio por tecnología termoeléctrica se necesitaron los siguientes datos: - Consumo de combustible anual por tecnología. - Producción de energía eléctrica anual por tecnología. La obtención de los datos se obtuvo de los informes del MPPEE, Memoria y Cuenta del año 2011 y 2012. La expresión utilizada para realizar los cálculos se presenta a continuación: ɳ electrica= (2) Donde: PEE= Producción de Energía Eléctrica Anual para cada Tecnología en (BEP). Comb=Consumo de Combustible Anual para cada Tecnología en (BEP) ɳ electrica= Eficiencia Eléctrica para cada Tecnología.

34 FASE 4: Determinación del Déficit de Gas (2012) Se consultó con los informes del MPPEE, Memoria y Cuenta 2011 y 2012, con el propósito de conseguir la producción de energía eléctrica anual generada con diesel. Posteriormente, se utilizó la expresión de eficiencia (2) asignándole los siguientes datos: - Eficiencia promedio para las plantas a gas (31%) - Producción de energía eléctrica anual con diesel (BEP) De esta manera, se pudo obtener el consumo de combustible equivalente para generar dicha cantidad de energía. Este resultado representa el déficit de gas anual que existe en el sector eléctrico. Finalmente, se hizo la conversión de unidades de BEP a MMPC de gas. Luego se dividió entre 365 días correspondientes a lo que equivale un año. Para así, poder obtener el déficit de gas diario en el año 2012. FASE 5: Estimación de la Demanda de Energía (2013-2018). Para poder realizar un estudio de planificación, es necesario pronosticar el consumo de energía en los próximos años, para ello se utilizó el estudio realizado en el 2004 por el Ministerio de Energía y Petróleo llamado PDSEN (Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional 2005-2024). El cual expone dos escenarios de demanda, el escenario alto y el escenario bajo para potencia y energía eléctrica. Posteriormente, se definieron dos escenarios adicionales de demanda distintos a los propuestos en el PDSEN, los cuales se basan en el registro histórico de consumo de energía de los últimos años. Para ello, se usó el método de tendencia de series cronológicas con la finalidad de hacer las proyecciones para el período (2013-2018). Para ello, fue necesaria la consulta de varios informes entre los cuales están: - Informes OPSIS 2005, 2008. - Anuario Estadístico 2010, 2011. - Memoria y Cuenta 2012 del MPPEE

Donde se pudo obtener el comportamiento de la demanda en los últimos 12 años, en función de la energía y potencia. 35 Posteriormente, se contrasto los escenarios del PDSEN, con la curva de demanda real para el período (2000-2012), donde se puede verificar el comportamiento atípico de la demanda a partir del año 2010. Este comportamiento irregular surge de la crisis eléctrica que ocurrió en ese año, lo que obligo a tomar medidas programadas de racionamiento eléctrico y la ejecución de medidas de ahorro energético. Esta situación indica, que existe demanda de energía que no se satisface a partir del año 2010, la cual se denominará demanda represada. La demanda represada, es un fenómeno que hay que tomar en cuenta para los planes de expansión, ya que es demanda que no se registra pero que está latente al incluir nuevos bloques de generación. Para incluir este efecto en el estudio, se plantea una curva distinta a la demanda real (2000-2012) la cual se denomina curva de demanda ideal. Esta curva representa el comportamiento esperado de no haber limitaciones en la red. Para ello, se toman los datos de demanda del 2000-2009, los cuales son usados para hacer una estimación lineal de tendencia y así obtener la demanda para los años 2010, 2011 y 2012, de potencia y energía respectivamente. Luego, se comparó la curva de demanda real (2000-2012) con la curva de demanda ideal (2000-2012), con la finalidad de obtener una aproximación de la energía eléctrica no servida en el país. Posteriormente, con las curvas de demanda real e ideal (2000-2012), se hizo una estimación de tendencia lineal para el período (2013-2018), respectivamente. Finalmente se obtuvieron 4 escenarios de demanda de energía para el periodo (2013-2018) descritos a continuación: - Curva 1: Escenario Alto, estudiada en el PDSEN (2005-2024). - Curva 2: Escenario Bajo, estudiada en el PDSEN (2005-2024). - Curva 3: Escenario Real, método de tendencia cronológica con datos (2000-2012). - Curva 4: Escenario Ideal, método de tendencia cronológica con datos (2000-2009).

36 FASE 6: Definición de los Escenarios de Generación. Los escenarios de generación que se presentan en el estudio son evaluados para dos opciones: - Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante: Se asume una capacidad termoeléctrica constante debido a tres factores: - Retraso en los proyectos - Limitaciones en la red - Indisponibilidad de Combustibles - Capacidad Instalada Termoeléctrica con una tasa de Crecimiento de 2.7% anual: Se asume una tasa de crecimiento de 2,7% anual, equivalente a 1000 (Mw) acorde al crecimiento termoeléctrico de los últimos 12 años. Además se asume que la nueva tecnología que se va a integrar al país, es del tipo termoeléctrica a gas. Para la incorporación de 1000 Mw anuales a los distintos escenarios de generación. Se consideró: - Factor de capacidad de 0.8 - Eficiencia Eléctrica de las Plantas 40% (Ver Anexo D ) - Energía Promedio Anual Esperada Para el cálculo de la energía promedio anual esperada se usó la siguiente expresión: (3) Donde: PI= Potencia Instalada de la Planta en (Mw) Fc = Factor de Capacidad de la Planta. Eprom= Energía Promedio Anual (Gwh)

37 Escenario 1 Consiste en la incorporación de las represas Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015 al SEN. En este escenario se determinó los balances de energía para el período (2013-2018) para una capacidad instalada termoeléctrica constante y una tasa de crecimiento de 2.7%. Luego, se calculó el déficit de gas respectivo para cada caso, considerando dos premisas: - Incorporación de nuevas plantas mediante el uso de diesel. - Eficiencia de las plantas 40% El déficit de gas fue calculado como se hizo en la fase 4. Escenario 2 El escenario plantea la rehabilitación de las plantas termoeléctricas de gas. Se pretende transformar las plantas de ciclo abierto a ciclo combinado. Además, se toma en cuenta la entrada en ejecución de las plantas de generación consideradas en el escenario 1. Igualmente, se determinó los balances de energía para el período (2013-2018) para una capacidad instalada termoeléctrica constante y una tasa de crecimiento de 2.7% y se calculó el déficit de gas respectivo para cada caso. La transformación de las plantas termoeléctricas de gas a ciclo combinado se realizó en diferentes etapas. En primer lugar se hizo una lista exhaustiva de todas las plantas termoeléctricas del país, considerando: - Ubicación, - Capacidad instalada (CI) - Unidades de generación - Capacidad Instalada Post-Rehabilitación (CIPR)

38 La transformación de las plantas termoeléctricas a ciclo combinado, mejora la eficiencia de las mismas en un rango del 50-55%, por lo tanto la Capacidad Instalada Post-Rehabilitación (CIPR) se calculó bajo la siguiente fórmula: CIPR=0.5*CI+CI (4) Donde: CI= Capacidad Instalada (Mw) CIPR=Capacidad Instalada Post Rehabilitación (Mw) Posteriormente, se clasificó las plantas por capacidad instalada, de mayor a menor envergadura. Para así tener una visión de cuales plantas tiene mayor potencial de rehabilitación. Por otro lado, para poder determinar el grupo de plantas que son factibles rehabilitar, en un período de 5 años, se consideró los siguientes aspectos: - Ubicación de gasoductos actuales y próximos proyectos. - Disponibilidad de agua, en las cercanías de las plantas. Luego, a partir de estos requerimientos, se logró obtener un grupo de ocho plantas las cuales fueron dividas en dos grupos, con la finalidad de hacer la rehabilitación en dos partes. Posteriormente, se calculó la energía promedio anual que integrará cada grupo de plantas al SEN, mediante la expresión (3). Finalmente, se realizo una evaluación económica de la implementación de la conversión de las plantas de ciclo abierto a ciclo combinado, para el período 2013-2018. La evaluación económica consistió en la determinación del Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y Pay Back Time (PBT). Usando las siguientes fórmulas se obtuvo los valores necesarios para saber la rentabilidad del proyecto. (4)

39 En este sentido, se consideró un flujo de caja inicial FCₒ= -Inversión Inicial y FCn como el flujo de caja para n períodos. Se puede encontrar la Tasa Interna de Retorno (TIR) igualando la ecuación de VPN a cero y sustituyendo la td por TIR y se despeja. (5) Finalmente, para calcular el PBT, se determina mediante la misma ecuación que usamos para el TIR, con la diferencia que se sustituye ahora i por PBT y se despeja. (6) FASE 7: Análisis de Resultados Consiste en contrastar el escenario 1 y 2 de generación con las cuatro curvas de demanda planteadas. Con la finalidad de determinar: Comportamiento de Generación de Energía 2013-2018 Comportamiento de la Demanda de Energía 2013-2018 Demanda Represada Déficit de gas (MMPC) para el período (2013-2018)

40 CAPITULO III RESULTADOS 3.1 Eficiencia del Parque Termoeléctrico La eficiencia promedio del sector termoeléctrico es del 31%, y la eficiencia para cada tecnología se enumera a continuación: - Plantas a Gas 30.8% - Plantas a Vapor 32.2% - Plantas de Ciclo Combinado 32.2% - Generación Distribuida 35% En la figura 3.1 se observa la eficiencia anual para cada tipo de planta. Figura 3.1 Comportamiento de la eficiencia en el Parque Termoeléctrico (Años 2005-2012) 39 37 35 33 31 29 27 25 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Eficiencia TurboGas Eficiencia TurboVapor Eficiencia C. Combinado Eficiencia Distribuida Luego de analizar la figura anterior, se observa que la eficiencia de las plantas de ciclo combinado es de 32%, indicando una eficiencia muy baja para el tipo de tecnología, lo que indica que podrían estar funcionando a ciclo abierto ya que la eficiencia estándar ronda entre 45-50%.

41 Esto puede deberse a que las maquinas a gas/diesel se reportan como ciclo combinado, cuando realmente operan a ciclo abierto, por lo que cuando cierran algunas de ellas, como el caso de termozulia, la eficiencia aumenta. Las plantas de vapor y gas poseen una eficiencia baja con respecto a la eficiencia estándar que es de 40% y 45% respectivamente y esto fundamentalmente se debe al estado de las máquinas y la antigüedad del parque. Ver Anexo (D) 3.2 Déficit de Gas La producción de energía anual con diesel, se muestra en la tabla 3.1 Tabla 3.1 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2009-2012) Año Producción Diesel (Gwh) Producción Diesel (BEP) 2009 9598 5946920.8 2010 11956 7407937.6 2011 12903 7994698.8 2012 16623 10299610.8 Fuente: Memoria y Cuenta del MPPEE 2012 El consumo de combustible anual para producir la cantidad de energía expuesta en la tabla 3.1 y asumiendo una eficiencia del 31%, da como resultado lo expuesto en la tabla 3.2 Tabla 3.2 Déficit de Gas Anual (2009-2012) Año Consumo Combustible (BEP) Combustible (MMPC Gas) 2009 19183615.48 113512.3304 2010 23896572.9 141399.6064 2011 25789350.97 152599.4581 2012 33224550.97 196594.6518 El déficit de gas para el año 2012 es de 196594 MMPC, lo que indica que el déficit diario es de 538.6 MMPCD. Por otro lado, en el año 2012 el sector eléctrico consumió alrededor de 234900 MMPC de gas, equivalente a 39.7 MMBEP. Sin embargo, para alimentar en su totalidad al sector termoeléctrico

Mw con gas se necesitan 196594 MMPC de gas adicional. A continuación se presenta la tabla 3.3 el consumo y el déficit diario de gas para el año 2012. 42 Tabla 3.3 Consumo y Déficit de Gas diario en el Sector Eléctrico (Año 2012) Consumo de Gas (MMPCD) Déficit de Gas (MMPCD) Total Consumo Gas (MMPCD) 643.5 538.6 1182.1 3.3 Estimación de la Demanda de Energía Eléctrica 3.3.1 Escenario de Demanda PDSEN Figura 3.4 Estimación de la Demanda de Potencia (2005-2024) 40000 35000 30000 25000 20000 15000 Escenario Bajo PDSEN Escenario Alto PDSEN 10000 5000 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Fuente: PDSEN 2005-2024.

Gwh 43 Figura 3.5 Estimación de Demanda de Energía (2005-2024) 300000 250000 200000 150000 100000 Escenario Bajo PDSEN Escenario Alto PDSEN 50000 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Fuente: PDSEN 2005-2024 El PDSEN, estima un crecimiento interanual de potencia del 3.4% para el escenario bajo y un 4.8% para el escenario alto. Además, de un crecimiento anual de energía del 3.7% para el escenario bajo y un 5.1% para el escenario alto. Dicho informe, basa su estudio en modelos econométricos. En estos modelos la demanda futura se determina considerando aquellas variables que, a priori, podrían tener un impacto considerable sobre la demanda de energía eléctrica, como lo son: - PIB total real - PIB manufacturero real - PIB sector público real - Consumo Privado Real - Precios de la Electricidad Real - Índice de producción Industrial de países Desarrollados - Precio del Aluminio Primario en los Mercados Internacionales - Precio del Hierro en los Mercados Internacionales - Entre otros

Gwh 44 3.3.2 Escenarios de Demanda de Tendencia Cronológica Por otro lado, se definieron dos escenarios adicionales de demanda distintos a los propuestos en el PDSEN, los cuales se basan en el registro histórico de consumo de energía de los últimos años. Para ello, fue necesaria la consulta de varios informes entre los cuales están: - Informes de OPSIS 2005, 2008. - Anuario Estadístico 2010, 2011. - Memoria y Cuenta 2012 del MPPEE Donde se pudo obtener el comportamiento de la demanda en los últimos 12 años, en función de la energía y potencia, como se muestran en la figura 3.6 y 3.7 respectivamente 140000 Figura 3.6 Demanda de Energía (2000-2012) 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 y = 3747.8x - 7E+06 R² = 0.9132 Demanda Real Lineal (Demanda Real) Fuente: Opsis 2005, Opsis 2008, Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012).

Mw Mw 45 Figura 3.7 Demanda de Potencia (2000-2012) 20,000.00 18,000.00 16,000.00 14,000.00 12,000.00 10,000.00 8,000.00 6,000.00 4,000.00 2,000.00-1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 y = 748.02x - 1E+06 R² = 0.9029 Potencia Real Lineal (Potencia Real) Fuente: Opsis 2005, Opsis 2008, Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012). Al comparar, las estimaciones del PDSEN 2005-2012, con la curva de comportamiento de la demanda eléctrica en los últimos años. Se puede observar, que dicho estudio se aproxima al comportamiento real de la demanda. Lo que indica que se pueden tomar dichas estimaciones válidas, para el estudio de planificación. Esto se puede verificar en la figura de potencia 3.8 y la figura de energía 3.9. Figura 3.8 Comparación de los Escenarios de Potencia del PDSEN con la Demanda de Potencia (2004-2012) 25000 20000 15000 y = 464.13x - 915785 R² = 0.8964 Escenario Bajo PDSEN Escenario Alto PDSEN 10000 Demanda de Potencia Real 5000 Lineal (Demanda de Potencia Real) 0 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Fuente: PDESEN (2005-2024), Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012).

Gwh Figura 3.9 Comparación de los Escenarios de Energía del PDSEN con la Demanda de Energía (2004-2012) 46 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 y = 3589.7x - 7E+06 R² = 0.7787 Escenario Bajo PDSEN Demanda de Energía Real Escenario Alto PDSEN Lineal (Demanda de Energía Real) 0 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Fuente: PDESEN (2004-2024), Anuario Estadístico MPPEE 2010, Memoria y Cuenta MPPEE (2011-2012). En la figura 3.8 y 3.9, es posible verificar el comportamiento de demanda de potencia y energía, el cual es creciente desde el año 2000 hasta el año 2009. Sin embargo, a partir del 2010 el comportamiento es atípico, donde se observa que la demanda decrece. Este declive incluso se coloca por debajo de la curva de estimación del escenario bajo del PDSEN, lo cual lo clasifica en un comportamiento irregular, no esperado. Desde el año 2010, entró en emergencia el sector eléctrico lo cual ha obligado a la ejecución de medidas de interrupción programada y la aplicación de políticas de ahorro energético en el país. Esta situación tiene que ser tomada en cuenta en el estudio de planificación, ya que se verifica que existe una demanda que no se satisface pero está latente a la hora de incluir la nueva generación. Esta demanda se va a definir como demanda represada. Determinar la demanda represada en Venezuela, representa un punto de atención a este fenómeno ligado a la calidad de servicio ofrecida a los usuarios del sistema eléctrico en el país. En primer lugar, hay que conceptualizar el término de demanda represada el cual define la energía eléctrica demandada por los usuarios la cual no ha sido completamente atendida por problemas de calidad de servicio. Entre algunas de las causas de este problema están: la sobrecarga de subestaciones o circuitos de distribución, problemas asociados por caída de tensión y las áreas aisladas o remotas.

Gwh 47 Por lo tanto, es necesario saber que las curvas de demanda de energía y potencia de la figura 3.8 y 3.9 a partir del 2010 contienen este problema. Para incluir este efecto en el estudio, se plantea una curva distinta a la demanda real (2000-2012) la cual se denomina curva de demanda ideal. Esta curva representa el comportamiento esperado de no haber limitaciones en la red. Para ello, se toman los datos de demanda del 2000-2009, los cuales son usados para hacer una estimación lineal de tendencia y así obtener la demanda para los años 2010, 2011 y 2012, de potencia y energía respectivamente. Esta estimación lineal de tendencia se puede ver en la figura 3.10 y figura 3.11. Figura 3.10 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Energía (2000-2012) 160000 140000 120000 100000 80000 60000 y = 4665.2x - 9E+06 R² = 0.967 Demanda de Energía Ideal Lineal (Demanda de Energía Ideal) 40000 20000 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

Gwh Mw 48 Figura 3.11 Estimación del Comportamiento Ideal de la Demanda de Potencia (2000-2012) 20000 18000 y = 615.11x - 1E+06 R² = 0.9699 16000 14000 12000 10000 8000 6000 Demanda de Potencia Ideal Lineal (Demanda de Potencia Ideal) 4000 2000 0 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Al contrastar la curva de demanda real (2000-2012) con la curva de demanda ideal (2000-2012) es posible ver, la diferencia entre ellas, como se muestra en la figura 3.12 y figura 3.13 respectivamente. Figura 3.12 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Energía (2000-2012) 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Escenario Ideal Escenario Real

Mw 49 Figura 3.13 Comparación Caso Ideal con Caso Real de Demanda de Potencia (2000-2012) 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Demanda de Potencia Ideal Demanda de Potencia Real Como se puede verificar, la demanda de energía y potencia que no se satisface, aumenta a medida que pasa el tiempo. Los valores estimados de potencia y energía represada se presentan en las tablas 3.4 y 3.5 respectivamente: Tabla 3.4 Potencia Represada (Año 2010-2012) Año Demanda Potencia Ideal (Mw) Demanda Potencia Real (Mw) Potencia Represada (Mw) 2010 17837.8 16955 882.8 2011 18357.8 17157 1200.8 2012 18887.64 17965 922.64 Tabla 3.5 Energía Represada (Año 2010-2012) Año Demanda Energía Ideal (Gwh) Demanda Energía Real (Gwh) Energía Represada (Gwh) 2010 127855.7 116675 11180 2011 133864 122842 11022 2012 139927.3 127609 12318

Gwh Gwh 50 A partir de las curvas obtenidas en energía, tanto para el caso ideal como el real, es posible realizar estimaciones para el período 2013-2020. Utilizando nuevamente el método de estimación de tendencia lineal. En la figura 3.14 se exponen los dos escenarios que se agregan al estudio. Figura 3.14 Escenarios de Demanda de Energía basados en Registro Histórico 200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 y = 3682.5x - 7E+06 R² = 0.9764 0 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 y = 4914.1x - 1E+07 R² = 0.9919 Escenario Ideal Escenario Real Lineal (Escenario Ideal) Lineal (Escenario Real) Los 4 escenarios de demanda de energía para el estudio de planificación, se observa en la figura 3.15. Figura 3.15 Escenarios de Demanda de Energía (2013-2020) 250000 200000 150000 100000 Escenario Real Escenario Ideal Escenario Bajo PDSEN Escenario Alto PDSEN 50000 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025

51 Al ver la gráfica, se puede verificar que el escenario ideal está dentro de los límites establecidos por el estudio PDSEN 2005-2024, al mismo tiempo se puede ver que el escenario real tiene un comportamiento atípico alejándose de los límites establecidos, y a medida que pasa el tiempo se aleja del escenario bajo determinado por el PDSEN. Las 4 curvas de demanda, posibles se describen a continuación: - Curva 1: Escenario Alto, estudiada en el PDSEN (2005-2024). - Curva 2: Escenario Bajo, estudiada en el PDSEN (2005-2024). - Curva 3: Escenario Real, método de tendencia cronológica con datos (2000-2012). - Curva 4: Escenario Ideal, método de tendencia cronológica con datos (2000-2009). A continuación se presenta la tasa de crecimiento anual para cada escenario. Tabla 3.6 Tasa de Crecimiento Anual para cada Escenario de Demanda Escenario Bajo Escenario Alto Escenario Real Escenario Ideal PDSEN PDSEN 3.70% 5.10% 2.80% 3.90% 3.2 Definición de los Escenarios de Generación (2013-2018) Los escenarios de generación que se presentan a continuación son evaluados para las siguientes dos opciones: Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante: Se asume una capacidad termoeléctrica constante debido a tres factores: - No se incorpore generación termoeléctrica relevante, para el período (2013-2018), por retraso en los proyectos. - Limitaciones en la red - Indisponibilidad de Combustibles Capacidad Instalada Termoeléctrica con una tasa de Crecimiento de 2.7% anual: Se asume una tasa de crecimiento de 2,7% anual, equivalente a 1000 (Mw) debido a:

- Esta tasa de crecimiento elegida es acorde al crecimiento termoeléctrico de los últimos 12 años. Además se asume que la nueva tecnología que se va a integrar al país, es del tipo termoeléctricas a gas, como se pudo observar en la tabla 1.7. 3.2.1 Escenario 1 de Generación: 52 Alcance Incorporación de las represas Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015 al SEN. De acuerdo, a la empresa estatal CORPOELEC dichos proyectos agregan al sistema eléctrico 2660 Mw y una energía promedio anual de 15600 Gwh. En la tabla 3.7 se encuentra la energía promedio anual para cada una de las represas. Tabla 3.7 Energía Promedio Anual de Tocoma y Fabricio Ojeda Represa Capacidad Instalada Energía Promedio Anual Tocoma 2160 Mw 12100 Gwh Fabricio Ojeda 500 Mw 3500 Gwh Total 2660 Mw 15600 Gwh Sensibilidad La puesta en marcha de la central hidroeléctrica Tocoma, depende directamente de la culminación del proyecto de compensación de las líneas de 765 Kv, por la empresa argentina IMPSA. La culminación de este proyecto está prevista para noviembre del 2014, por lo tanto, de atrasarse el proyecto de transmisión inmediatamente se pospone la puesta en marcha de Tocoma.

53 3.2.1.1 Descripción Anual del Escenario 1 3.2.1.1.1 Capacidad Termoeléctrica Constante En la tabla 3.8 y figura 3.16 se hace una descripción anual del escenario previsto. Tabla 3.8 Escenario 1 de Generación con Capacidad Termoeléctrica Constante Año Escenario 1 (Gwh) 2012 127609 2013 127609 2014 127609 2015 143209 2016 143209 2017 143209 2018 143209 Figura 3.16 Balance de energía con capacidad termoeléctrica constante para el período 2013-2018 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Hidroeléctrica Firme (Gwh) Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)

54 3.2.1.1.2 Capacidad Termoeléctrica con Tasa de Crecimiento de 2.7% Anual La energía promedio anual esperada es de 7000 Gwh. En la tabla 3.9 y figura 3.17 se hace una descripción anual del escenario previsto. Tabla 3.9 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual Año Escenario 1 (Gwh) 2012 127609 2013 134609 2014 141609 2015 164209 2016 171209 2017 178209 2018 185209 Figura 3.17 Balance de Energía con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual (2013-2018) 200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Hidroeléctrica Firme (Gwh) Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)

55 3.2.1.1.2.1 Déficit de Gas para un Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% Se asume que se integrará una energía promedio anual de 7000 Gwh al SEN, mediante el consumo de diesel. Por lo tanto la producción de energía anual con diesel se observa en la tabla 3.10 Tabla 3.10 Estimación de Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018) Año Producción Diesel (Gwh) Producción Diesel (BEP) 2013 23623 14636810.8 2014 30623 18974010.8 2015 37623 23311210.8 2016 44623 27648410.8 2017 51623 31985610.8 2018 58623 36322810.8 Posteriormente, se utiliza la expresión (2), obteniendo así el consumo de diesel en los próximos años, que se presenta en la tabla 3.11. Tabla 3.11 Déficit de Gas Diario (2013-2018) Año Consumo de Combustible (BEP) Combustible (MMPC Gas) Déficit Diario Gas (MMPCD) 2013 36592027 216520.5126 593.2068837 2014 47435027 280680.17 768.9867672 2015 58278027 344839.8275 944.7666506 2016 69121027 408999.4849 1120.546534 2017 79964027 473159.1424 1296.326417 2018 90807027 537318.7998 1472.106301 3.2.2 Escenario 2: Alcance El escenario consiste en la rehabilitación de las plantas termoeléctricas de gas a nivel nacional. Se pretende transformar las plantas de ciclo abierto a ciclo combinado, con la finalidad de generar mayor energía utilizando la misma cantidad de combustible.

Además, se considera la finalización de los proyectos del escenario 1 es decir la puesta en marcha de Tocoma y Fabricio Ojeda en el 2015. 56 El potencial de rehabilitación nacional es de 1965 Mw. Sin embargo, las plantas con mayor potencial de transformación son las expresadas a continuación en la siguiente tabla: Tabla 3.12 Potencial de rehabilitación Escenario 2 Plantas a Gas Ubicación Instalada CIPR Disp Gasoducto (Mw) (Mw) Agua Josefa Camejo Falcón 450 675 SI SI José María Espana Miranda 450 675 No Si Luisa Cáceres Nueva 367.2 550.8 Si Si* Esparta Alberto Lovera Anzoátegui 300 450 SI Si Pedro Camejo Carabobo 300 450 No SI Planta Táchira Táchira 247.4 371.1 No Si Rafael Urdaneta Zulia 236.7 355.05 Si Si Alfredo Salazar Anzoátegui 210 315 No Si TOTAL 2561.3 3841.95 Como se observa en la tabla 3.12 la transformación de estas plantas de ciclo abierto a ciclo combinado, incorporan al SEN 1280 Mw, utilizando la misma infraestructura y cantidad de combustible. La clasificación de estas plantas considero los siguientes aspectos: - Mayor Capacidad Instalada - Ubicación de gasoductos actuales y próximos - Disponibilidad de agua, en las cercanías de las plantas Con los proyectos estipulados por la estatal PDVSA, es posible saber la disponibilidad de gasoductos actuales y próximos en el territorio nacional. Es importante saber cuáles plantas se encuentran cercas de gasoductos ya instalados o próximos a instalar, con la finalidad de alimentarlas con gas natural en un futuro.

57 La disponibilidad de agua, se toma en cuenta ya que reduce los costos de reestructuración, dado que se eliminan sistemas de refrigeración sofisticados que encarecen la transformación de las plantas. Por lo tanto, es necesario que las plantas elegidas tengan acceso directo o cercano a una fuente de agua ilimitada. Luego, de seleccionar las plantas con mayor capacidad de rehabilitación, se dividió las mismas en 2 grupos, los cuales se describen en la tabla 3.13 que se expresa a continuación:. Tabla 3.13 Grupos de Rehabilitación Grupo 1 Grupo 2 Josefa Camejo Pedro Camejo José María España Planta Táchira Luisa Cáceres* Rafael Urdaneta Alberto Lovera Alfredo Salazar * Luisa Cáceres de Arismendi, actualmente no posee gasoducto sin embargo, PDVSA está ejecutando el proyecto SINORGAS el cual consiste en hacer un gasoducto desde Cúmana hasta Margarita, que entrará en vigencia en el 2015 para alimentar con gas a las plantas termoeléctricas aledañas. El plan de rehabilitación nacional, implica la puesta en marcha de transformar ocho plantas termoeléctricas, a ciclo combinado. Aprovechando que ya existe la infraestructura y sólo se tendrá que agregar el modular para el ciclo de vapor. El Modular de Ciclo de Vapor consiste en: - Desviador hidráulico - Elevación de las chimeneas de ciclo simple. - Caldera de recuperación de calor. - Chimeneas de Ciclo Combinado. - Turbina de Vapor. - Generador. - Aerocondensadores. (Depende de la localización de la planta) - Bombas y tanques de condensación. - Planta de desmineralización de agua.

58 Al agregar los modulares de vapor en las plantas, la capacidad de transmisión de las mismas debe ampliarse. Sin embargo, en el estudio económico que se presenta más adelante no se toma en cuenta la instalación de nuevas líneas de transmisión. El período promedio para pasar una planta de ciclo abierto a ciclo combinado es de 20 meses por lo tanto, la transformación planteada se divide en 2 etapas: Etapa 1 Rehabilitación de Grupo 1 Inicia 2014 y finaliza 2016 Etapa 2 Rehabilitación de Grupo 2 Inicia 2015 y finaliza 2017 Para el 2017 se incorporarían al SEN 784 Mw Tabla 3.14 Potencial de Rehabilitación Grupo 1 Grupo 1 Capacidad Instalada(Mw) Rehabilitación (Mw) Josefa Camejo 450 225 José María España 450 225 Luisa Cáceres 367.2 183.6 Alberto Lovera 300 150 Total 1567.2 783.6 Para el 2018 se incorporarían al SEN 498 Mw Tabla 3.15 Potencial de Rehabilitación Grupo 2 Grupo 2 Capacidad Instalada(Mw) Rehabilitación (Mw) Pedro Camejo 300 150 Planta Táchira 247.4 123 Rafael Urdaneta 236.7 118 Alfredo Salazar 210 105 Total 994.1 496

59 3.2.2.1 Descripción Anual del Escenario 2 3.2.2.1.1 Capacidad Termoeléctrica Constante En la tabla 3.16 y figura 3.17 se hace una descripción anual del escenario previsto. Tabla 3.16 Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante Año Escenario 2 (Gwh) 2013 127609 2014 127609 2015 143209 2016 143209 2017 148696.2 2018 152172.16 Figura 3.17 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante (2013-2018) 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Hidroeléctrica Firme (Gwh) Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)

60 3.2.2.1.2 Capacidad Termoeléctrica Con Tasa De Crecimiento De 2.7% Anual En la tabla 3.17 y figura 3.18 se hace una descripción anual del escenario previsto. Tabla 3.17 Escenario 2 con Crecimento de 2,7% Anual Año Escenario 2 (Gwh) 2013 134609 2014 141609 2015 164209 2016 171209 2017 183700 2018 194183 250000 Figura 3.18 Balance de Energía Escenario 2 con Capacidad Termoeléctrica Constante (2013-2018) 200000 150000 100000 50000 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Hidroeléctrica Firme (Gwh) Expansión Hidroeléctrica (Gwh) Termoeléctrica Firme (Gwh) Expansión Termoeléctrica (Gwh)

61 3.2.2.1.2.1 Déficit De Gas Para Un Crecimiento Termoeléctrico De 2.7% Se asume que se integrará una energía promedio anual de 7000 Gwh para el período (2013-2018), mediante el consumo de diesel. Con la entrada de las ochos plantas en ciclo combinado este número se reduce. En la tabla 3.18 se observa la producción de energía con diesel. Tabla 3,18 Producción de Energía Eléctrica con Diesel (2013-2018) Año Producción Diesel (Gwh) Producción Diesel (BEP) 2013 23623 14636810.8 2014 30623 18974010.8 2015 37623 23311210.8 2016 44623 27648410.8 2017 46131.6 28583139.36 2018 50668.3 31394078.68 Utilizando, la expresión (2) se obtiene el consumo de diesel anual que se muestra en la tabla 3.19 Tabla 3.19 Déficit de Gas con la Aplicación de C.C (2013-2018) Año Consumo de Combustible (BEP) Combustible (MMPC Gas) Déficit Diario Gas (MMPCD) 2013 36592027 216520.5126 593.2068837 2014 47435027 280680.17 768.9867672 2015 58278027 344839.8275 944.7666506 2016 69121027 408999.4849 1120.546534 2017 71457848.4 422826.8077 1158.42961 2018 78485196.7 464408.6817 1272.352552 Como se puede observar, la aplicación del ciclo combinado en las ocho plantas nacionales, reduce el déficit de gas para el 2018 en 200 (MMPCD).

62 3.2.2.2 Impacto de la Aplicación de Ciclo Combinado La integración de las plantas de ciclo combinado al SEN, produce un ahorro de 18.66 MMbbl anuales de petróleo. Tabla 3.20 Ahorro en Combustible por la Aplicación C.C Incorporación Consumo 10^3 Lts diesel Consumo MMBEP Consumo MMbbl Grupo 1 1815660.277 11.43781461 11.42068359 Grupo 2 1151800.651 7.255807977 7.244940566 Ahorro 18.69362259 18.66562415 3.2.2.3 Evaluación Económica del Escenario 2 La utilización de los gases de escape de las turbinas de gas de las plantas para la producción de energía suministra un ahorro de 1866 MM(US$) al año. El ahorro se determina con base al costo de utilizar el combustible líquido para producir esta misma energía en plantas de ciclo simple. Implementar la rehabilitación y transformarlas a c.c permite el ahorro de un total de 18.6 MM(bbl) de petróleo. 3.2.2.3.1 Metodología de Evaluación La evaluación económica consistirá en la determinación del Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y Pay Back Time (PBT). Se pretende determinar: - Ahorro en combustible líquido (US$/Año), suponiendo el despacho constante durante (8760h/año ) - Valor Presente Neto de la Inversión (US$) - Tasa Interna de Retorno (%) - Período de Reembolso de la Inversión (años y meses)

63 3.2.2.3.2 Criterios Para El Análisis Económico Se utilizará un tiempo de proyecto de 20 años, con inicio en el año 2014 y finalización en el 2034, una tasa de descuento de 9%. El combustible líquido liberado, podrá ser colocado en el mercado internacional, en este caso el costo de oportunidad de combustible líquido se ha establecido en 100(US$) y 90 (US$) como margen de estimación para el costo del barril del petróleo en los próximos años. Debido al cambio de tecnología de ciclo simple a ciclo combinado, se puede asumir un factor de carga de 0.8, debido a que el factor de disponibilidad de las máquinas aumenta y esto repercute directamente en la elevación del Fc. 3.2.2.3.3 Resultados De La Evaluación Económica Ingresos del Proyecto La utilización de los gases de escape de las turbinas de gas, para la producción de energía permite ahorrar la cantidad de 1866 MM(US$) al año. El ahorro es fijo y se determina con base al costo evitado por el consumo de combustible total. El consumo anual de bbl de petróleo es aproximadamente igual a 18.6 MM(bbl). Este combustible líquido liberado puede ser colocado en el mercado internacional, en este caso la evaluación económica considera el costo del barril del petróleo en 100 (US$) y 90 (US$), como valores estimados de venta para los próximos años. Los ingresos por venta de energía eléctrica se estimaron considerando una tarifa de 0.02 (US$/Kwh) para el período 2013-2018. El costo de la inversión es referencial, basado en la estimación de costos de generación eléctrica por tecnología hecha por la EIA (2011). Lo que indica que, para un ciclo combinado convencional, la inversión es de 978 (US$/Kwh) por lo tanto, la inversión requerida es de 1262 MM(US$). A continuación en la tabla 3.21 se hace un desglose de los cálculos requeridos:

64 Tabla 3.21 Inversión inicial para cada Grupo de Rehabilitación Grupos Mw Rehabilitados Io (MMUS$) Grupo 1 783.6 766,3 Grupo 2 497.05 486,1 Los ingresos estimados por concepto de electricidad y costo de combustible se muestran a continuación en la tabla 3.22 3.23 y 3.24 respectivamente: Tabla 3.22 Ingresos por Venta de Electricidad Período Ingreso Producción Tarifa Electricidad Vendida Años Grupo (Kwh/Año) (US$/Kwh) (MMUS$/Año) 2017 1 16.474.406.000 0.02 329.4 2018 2 26.924.385.000 0.02 538.4 2019 (1,2) 26.924.385.000 0.02 538.4 2020 (1,2) 26.924.385.000 0.02 538.4 Tabla 3.23 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 100US$) Período Años Ingreso Grupo Consumo (BEP) Consumo (bbl) Tarifa (US$/barril) Costo Combustible (US$/ Año) 2017 1 11.437.814.61 11.420.683.00 100 1.142.068.300,00 2018 2 18.693.622.59 18.665.623.00 100 1.866.562.300,00 2019 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 100 2.378.904.400,00 2020 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 100 2.378.904.400,00 Tabla 3.24 Ingresos por Costo de Combustible (bbl 90US$) Período Años Ingreso Grupo Consumo (BEP) Consumo (bbl) Tarifa (US$/barril) Costo Combustible (US$/ Año) 2017 1 11.437.814.61 11.420.683.00 90 1.027.86.,470,00 2018 2 18.693.622.59 18.665.623.00 90 1.679.906.070,00 2019 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 90 2.141.013.960,00 2020 (1,2) 18.693.622.59 18.665.623.00 90 2.141.013.960,00

65 Egresos del Proyecto Se consideró los costos de operación y mantenimiento (O&M). El precio es un valor referencial, obtenido de la estimación de costos de (O&M) de la EIA para un ciclo combinado convencional. El costo fijo de O&M es de 1.9 ($/Mwh) y el costo variable es de (48$/Mwh). A continuación se presenta los costos estimados para cada grupo de generación: Período Años Tabla 3.25 Costos Estimados por Operación y Mantenimiento Grupo Capacidad Instalada (Mw) Costo Fijo (US$/Mwh) Costo Variable (US$/Mwh) Costo O&M (MMUS$/Ano) 2017 1 2350.8 1.9 48 822,07 2018 2 3841.95 1.9 48 1.343,5 2019 (1,2) 3841.95 1.9 48 1.343,5 2020 (1,2) 3841.95 1.9 48 1.343,5 Valor Actual Neto, Tasa Interna de Retorno y Período de Reembolso Los resultados se resumen en las siguientes tablas, para un barril de petróleo estimado en 100(US$) y 90 (US$) respectivamente. Tabla 3.26 VPN, TIR Y PBT para barril en 100 (US$) VAN(MMU$) 4608.7 TIR 17% PBT (Años) 3 Tabla 3.27 VPN, TIR Y PBT para barril en 90 (US$) VAN(MMU$) 4346.8 TIR 16% PBT (Años) 4 Como se puede observar para ambos casos, el VAN reporta una cifra positiva un TIR > 9% y un período de reembolso promedio de 3.5 años. Tales resultados, indican que la opción evaluada es rentable.

Gwh 66 CAPITULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS Al contrastar las proyecciones de demanda de energía con el escenario 1 de generación se obtienen los siguientes resultados para el período (2013-2018) 4.1 Escenario 1 con Capacidad Termoeléctrica Constante (TC) Figura 3.19: Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 Escenario Bajo PDSEN Escenario 1 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Tabla 3.28 Escenario 1 TC vs Escenario Bajo PDSEN Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 127609 134213 6604 2014 127609 138523 10914 2015 143209 143222 13 2016 143209 147825 4616 2017 143209 152753 9544 2018 143209 158007 14798

Gwh 67 Figura 3.19: Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN 250000 200000 150000 100000 Escenario Alto PDSEN Escenario 1 50000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Tabla 3.29 Escenario 1 TC vs. Escenario Alto PDSEN Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 127609 156858 29249 2014 127609 163578 35969 2015 143209 171195 27986 2016 143209 178344 35135 2017 143209 186103 42894 2018 143209 194414 51205

Gwh 68 Figura 3.20: Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda 180000 160000 140000 120000 100000 80000 Escenario Ideal Escenario 1 60000 40000 20000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Tabla 3.30 Escenario 1 TC vs. Escenario Ideal de la Demanda Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 127609 145165 17556 2014 127609 149989 22380 2015 143609 153596 9987 2016 143209 159269 16060 2017 143209 164465 21256 2018 143209 170023 26814

Gwh 69 Figura 3.21: Escenario 1 TC vs. Escenario Real 155000 150000 145000 140000 135000 Escenario Real Escenario 1 130000 125000 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Tabla 3.31 Escenario 1 TC vs. Escenario Real Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 127609 133533 5924 2014 127609 137369 9760 2015 143209 141461 0 2016 143209 145329 2120 2017 143209 148466 5257 2018 143209 151309 8100 Como se puede observar, a pesar de la entrada de los 2 complejos hidroeléctricos en el 2015, las proyecciones de generación de energía no son suficientes para satisfacer la demanda en ninguno de los modelos de demanda de energía planteados.

Gwh 70 4.2 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% anual Figura 3.22 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen 200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Escenario Bajo PDSEN Escenario 1 Tabla 3.32 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Bajo Pdsen Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 134213 0 2014 141609 138523 0 2015 164209 143222 0 2016 171209 147825 0 2017 178209 152753 0 2018 185209 158007 0

Gwh 71 Figura 3.23 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen 250000 200000 150000 100000 Escenario Alto PDSEN Escenario 1 50000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Tabla 3.33 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Alto Pdsen Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 156858 22249 2014 141609 163578 21969 2015 164209 171195 6986 2016 171209 178344 7135 2017 178209 186103 7894 2018 185209 194414 9205

Gwh 72 Figura 3.24 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal de Demanda 200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 Escenario Ideal Escenario 1 60000 40000 20000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Tabla 3.34 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Ideal Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 145165.599 10556.59896 2014 141609 149989.7687 8380.768712 2015 164209 153596.6057 0 2016 171209 159269.0894 0 2017 178209 164465.1821 0 2018 185209 170023.8642 0

Gwh 73 Figura 3.25 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real de Demanda 200000 180000 160000 140000 120000 100000 80000 Escenario Real Escenario 1 60000 40000 20000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Tabla 3.35 Escenario 1 con Crecimiento Termoeléctrico de 2.7% vs Escenario Real Escenario 1 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 133533.6577 0 2014 141609 137369.6254 0 2015 164209 141461.9426 0 2016 171209 145329.3717 0 2017 178209 148466.7813 0 2018 185209 151309.1871 0

Gwh 74 4.3 Escenario 2 con Capacidad Instalada Termoeléctrica Constante Figura 3.26: Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 Escenario Bajo PDSEN Escenario 2 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Año Tabla 3.36 Escenario 2 TC vs. Escenario Bajo PDSEN Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh) 2013 127609 134213 6604 2014 127609 138523 10914 2015 143209 143222 13 2016 143209 147825 4616 2017 148696.2 152753 4056.8 2018 152172.16 158007 5834.84

Gwh 75 Figura 3.27: Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN 250000 200000 150000 100000 Escenario Alto PDSEN Escenario 2 50000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Año Tabla 3.37 Escenario 2 TC vs. Escenario Alto PDSEN Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh) 2013 127609 156858 29249 2014 127609 163578 35969 2015 143209 171195 27986 2016 143209 178344 35135 2017 148696.2 186103 37406.8 2018 152172.16 194414 42241.84

Gwh 76 Figura 3.28: Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Año Escenario Ideal Escenario 2 Tabla 3.38 Escenario 2 TC vs. Escenario Ideal de Demanda Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh) 2013 127609 145165.599 17556.59896 2014 127609 149989.7687 22380.76871 2015 143209 153596.6057 10387.60565 2016 143209 159269.0894 16060.0894 2017 148696.2 164465.1821 15768.98212 2018 152172.16 170023.8642 17851.70416

Gwh 77 Figura 3.29: Escenario 2 TC vs. Escenario Real de Demanda 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Año Escenario Real Escenario 2 Tabla 3.39 Escenario 2 vs. Escenario Real Escenario 2 Generacion (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No servida (Gwh) 2013 127609 133533.6577 5924.657692 2014 127609 137369.6254 9760.625444 2015 143209 141461.9426 0 2016 143209 145329.3717 2120.371731 2017 148696.2 148466.7813 0 2018 152172.16 151309.1871 0 Para un crecimiento del 2.8% anual de demanda, esta medida resuelve el déficit energético a partir del año 2017.

Gwh 78 4.4 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% anual Figura 3.30: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen 250000 200000 150000 100000 Escenario Bajo PDSEN Escenario 2 50000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 Año Tabla 3.40 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Bajo Pdsen Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 134213 0 2014 141609 138523 0 2015 164209 143222 0 2016 171209 147825 0 2017 183700 152753 0 2018 194183 158007 0

Gwh 79 Figura 3.31: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen 250000 200000 150000 100000 Escenario Alto PDSEN Escenario 2 50000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Año Tabla 3.41 Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Alto Pdsen Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 156858 22249 2014 141609 163578 21969 2015 164209 171195 6986 2016 171209 178344 7135 2017 183700 186103 2403 2018 194183 194414 231

Gwh 80 Figura 3.32: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de Demanda 250000 200000 150000 100000 Escenario Ideal Escenario 2 50000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Año Tabla 3.42: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Ideal de Demanda Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 145165.599 10556.59896 2014 141609 149989.7687 8380.768712 2015 164209 153596.6057 0 2016 171209 159269.0894 0 2017 183700 164465.1821 0 2018 194183 170023.8642 0

Gwh 81 Figura 3.33: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de Demanda 250000 200000 150000 100000 Escenario Real Escenario 2 50000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Año Tabla 3.43: Escenario 2 con Crecimiento Termoeléctrico de 2,7% vs. Escenario Real de Demanda Escenario 2 Generación (Gwh) Demanda (Gwh) Energía No Servida (Gwh) 2013 134609 133533.6577 0 2014 141609 137369.6254 0 2015 164209 141461.9426 0 2016 171209 145329.3717 0 2017 183700 148466.7813 0 2018 194183 151309.1871 0

82 CONCLUSIONES El déficit de gas en Venezuela se debe a que la producción del mismo se ha mantenido igual en los últimos 5 años. La mitad de la producción es utilizada por el sector petrolero y sólo el 7.7% del total de la producción es utilizado por el sector eléctrico. Para el año 2012 el déficit de gas se colocó en 538.6 (MMPCD) y las proyecciones indican que este déficit seguirá aumentando. Los nuevos bloques de generación estipulados por Corpoelec, indican el desarrollo de numerosas plantas termoeléctricas en el país, lo que indica que la demanda de gas en el sector eléctrico seguirá creciendo. Si se asume un crecimiento anual en generación de 1000 Mw, se puede determinar que el déficit de gas para el año 2018 se ubica en 1472,1 (MMPCD) a ciclo abierto. Lo que indica la necesidad de desarrollar la industria del gas en el país. Sin embargo, en este estudio se pudo demostrar el impacto de transformar varias plantas de ciclo abierto a c.c, ya que la medida reduce el déficit de gas a 1272.3 (MMPCD). Lo que proporciona un ahorro anual de 73000 (MMPCD) de gas. El beneficio de disminuir, el déficit de gas en el país, es que se libera combustible líquido diesel, el cual se podría colocar en el mercado internacional generando mayores ingresos para el mismo. Adicionalmente, en esta investigación se determinó la energía no servida en los próximos años, basados en distintos escenarios de demanda. Los cuales son: - Escenario 1: Escenario Bajo expuesto en el Pdsen (2005-2024). - Escenario 2: Escenario Alto expuesto en el Pdsen (2005-2024). - Escenario 3: Escenario Real basado en el método de tendencia cronológica con datos (2000-2012). - Escenario 4: Escenario Ideal, basado en el método de tendencia cronológica con datos (2000-2009). La primera parte, se enfocó en determinar la energía no servida asumiendo una capacidad instalada termoeléctrica constante causado por limitaciones en la red o desabastecimiento de combustibles. Para este escenario se pudo verificar:

83 - Con la entrada de los complejos hidroeléctricos de Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015, no es posible satisfacer ninguna de las curvas de demanda para el período (2013-2018). - Si se cierran los ciclos de ciertas plantas termoeléctricas el perfil mejora, más no es suficiente para satisfacer la demanda esperada en los próximos años. Sólo para un crecimiento de demanda moderado del 2.8% este escenario satisface los requerimientos a partir del año 2017. Por lo tanto, los resultados obtenidos indican la necesidad de resolver lo más rápido posible las limitaciones de la red, el abastecimiento de combustible y la entrega de proyectos previstos a tiempo. En la segunda parte, se consideró la premisa de un crecimiento interanual del 2.7% equivalente a 1000 Mw por año. Esta tasa se eligió acorde al crecimiento termoeléctrico que ha tenido el país en los últimos doce años. Los resultados obtenidos para este escenario fueron los siguientes: - Con la entrada de Tocoma y Fabricio Ojeda en el año 2015, es posible satisfacer los requerimientos de demanda de los escenarios: bajo Pdsen, real e ideal. - Con la transformación de plantas de ciclo abierto a ciclo combinado el perfil mejora considerablemente satisfaciendo los escenarios: bajo Pdsen, alto Pdsen, real e ideal. Finalmente, se pudo demostrar la factibilidad económica de cerrar los ciclos en varias plantas nacionales, arrojando un ahorro anual de 1866 (MMUS$), debido al combustible líquido que se liberaría y se vendería en otros mercados.

84 RECOMENDACIONES Diversificar la matriz energética del país Para atender la demanda prevista en los próximos años es necesaria la producción de energía con el uso de combustibles alternos como el coque y la orimulsión de los cuales se dispone en grandes cantidades en el país. Además, son productos directos que se obtienen de la explotación petrolera de la FPO, por lo tanto se debería buscar las implementaciones tecnológicas que involucren integrar este tipo de combustibles en el sector eléctrico. Lo cual permite que disminuya el consumo de diesel y fuel oil a nivel nacional. Acelerar las fechas de entrega de los proyectos previstos por CORPOELEC y optimizar las futuras inversiones. La mayoría de los proyectos llevan atrasados en promedio 3 años. De no ser así, los márgenes de energía no servida se prolongarán con el tiempo. Disminuir el consumo eléctrico promocionando políticas públicas en el sector residencial, industrial y comercial.

85 BIBLIOGRAFÍA BP. (2013). Statistical Rewiew of World Energy. Cengel, Y. A. (Sexta Edición). Termodinámica. CORPOELEC. (2010). Plan Maestro Socialista para el Rescate y Desarrollo del Sistema Eléctrico (2010-2030). EIA, U. Annual Energy Outlook 2013. IESA. (2011). Venezuela la Energía en Cifras 2009-2011. MENPET. (2007). INFORME PODE 2006. MENPET. (2008). Informe PODE 2007. MENPET. (2009). Informe PODE 2008. MENPET. (2012). Memoria y Cuenta del Ministerio de Energía y Petróleo 2011. MENPET. (2004). PDSEN 2005-2024. México, S. d. Estrategia Nacional de Energía 2013-2027. México, S. d. Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026. MPPEE. (2011). Memoria y Cuenta del Ministerio de Energía Eléctrica 2010. MPPEE. (2013). Memoria y Cuenta del Ministerio del Poder Popular de la Energía Eléctrica 2012. OLADE. (2004). Guia SIEN M-1 Metología de Balances Energéticos. OLADE. (2004). Guía SIEN M-5 Metodología de Conversión de Unidades. Oliveira, P. M. (2011). Presente y Futuro del Sistema Eléctrico. Gerencia & Energía USB. OEC. (2012). Annual Report. OPEC. (2012). Annual Statistical Bulletin. OPSIS. (2005). Informe Opsis. OPSIS. (2006). Informe Opsis 2005. OPSIS. Informe Opsis 2008. OPSIS. (2008). Informe OPSIS. OPSIS. (2007). Informe OPSIS 2008. OPSIS. (2009). Informe Opsis 2008. OPSIS. (2011). Informe Opsis 2010. PDVSA. (2011). Informe de Gestión Anual. Ph.D., P. M. (2011). Sector Energético Venezolano, Perspectivas 2012. Informativo, INDENE, Caracas. Ruben A. Caro, N. E. (2009). La Industria del Gas Natural en Venezuela.

86 ANEXO A Regenaración Recalentamiento Enfriamiento

87 ANEXO B TABLA DE KG DE CO2 POR UNIDAD DE ENERGÍA GENERADA PARA DISTINTAS TECNOLOGIAS

88 ANEXO C TABLA DE COSTO DE LA ENERGÍA POR TECNOLOGÍA EMPLEADA U.S. average levelized costs (2011 $/megawatthour) for plants entering service in 2018 Plant type Capacity factor (%) Levelized capital cost Fixed O&M Variable O&M (including fuel) Transmission investment Total system levelized cost Dispatchable Technologies Conventional Coal 85 65.7 4.1 29.2 1.2 100.1 Advanced Coal 85 84.4 6.8 30.7 1.2 123.0 Advanced Coal with CCS 85 88.4 8.8 37.2 1.2 135.5 Natural Gas-fired Conventional Combined Cycle Advanced Combined Cycle Advanced CC with CCS Conventional Combustion Turbine Advanced Combustion Turbine 87 15.8 1.7 48.4 1.2 67.1 87 17.4 2.0 45.0 1.2 65.6 87 34.0 4.1 54.1 1.2 93.4 30 44.2 2.7 80.0 3.4 130.3 30 30.4 2.6 68.2 3.4 104.6 Non-Dispatchable Technologies Wind 34 70.3 13.1 0.0 3.2 86.6 Wind-Offshore 37 193.4 22.4 0.0 5.7 221.5

89 U.S. average levelized costs (2011 $/megawatthour) for plants entering service in 2018 Plant type Capacity factor (%) Levelized capital cost Fixed O&M Variable O&M (including fuel) Transmission investment Total system levelized cost Solar PV 1 25 130.4 9.9 0.0 4.0 144.3 Solar Thermal 20 214.2 41.4 0.0 5.9 261.5 Hydro 2 52 78.1 4.1 6.1 2.0 90.3 1 Costs are expressed in terms of net AC power available to the grid for the installed capacity. 2 As modeled, hydro is assumed to have seasonal storage so that it can be dispatched within a season, but overall operation is limited by resources available by site and season. Note: These results do not include targeted tax credits such as the production or investment tax credit available for some technologies, which could significantly affect the levelized cost estimate. For example,new solar thermal and PV plants are eligible to receive a 30 percent investment tax credit on capital expenditures if placed in service before the end of 2016, and 10 percent thereafter. New wind, geothermal, biomass, hydroelectric, and landfill gas plants are eligible to receive either: (1) a $22 per MWh ($11 per MWh for technologies other than wind, geothermal and closed-loop biomass) inflation-adjusted production tax credit over the plant's first ten years of service or (2) a 30 percent investment tax credit, if placed in service before the end of 2013, or (2012, for wind only). Source: U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2013, December 2012, DOE/EIA-0383(2012). Table 1. Estimated levelized cost of new generation resources, 2018

90 ANEXO D Fuente: OLADE

ANEXO E 91