GAS NATURAL PARA EL DESARROLLO DE LA FAJA DEL ORINOCO Trina Rojas VENAMER Caracas, Miranda, Venezuela Marco González De León UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Caracas, Miranda, Venezuela RESUMEN Es bien conocido que la Faja Petrolífera del Orinoco ubicada en el sureste de Venezuela suministrará un importante volumen para satisfacer la futura demanda mundial de crudo. Los nuevos desarrollos asociados a esa área no cuentan actualmente con un suministro confiable de energía debido al déficit existente en el suministro del fluido eléctrico por parte de EDELCA, la compañía estatal de generación de energía hidroeléctrica. En este documento se presentan las bases para la generación de potencia eléctrica usando gas natural para hacer factible la explotación de los nuevos proyectos de explotación de crudo extrapesado. Basado en un pronóstico de la demanda de energía, en el que se incluye también la demanda de la población local y de las empresas del área de acuerdo a las políticas de desarrollo establecidas por el estado venezolano, este documento presenta un análisis técnico económico del proyecto de planta de generación de potencia usando gas natural como combustible, considerando toda la cadena de valor del gas natural, desde sus yacimientos hasta la entrada en la planta de generación. Este documento muestra las fuentes de gas natural que pueden ser usadas, los sistemas de transmisión y distribución a ser instalados, y la ubicación y características principales de la planta de generación de energía eléctrica. Los resultados técnico-económicos indican que este proyecto sería factible y se sugiere que se desarrollen estudios más detallados al respecto. Palabras claves: Suministro de gas natural; Generación de potencia; Gasoductos; Faja Petrolífera del Orinoco XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 1
INTRODUCCIÓN Venezuela tiene reservas probadas de gas natural de 152.6 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) siendo el noveno país en el mundo y el primero en Latino América con las reservas más grandes[1]. El 71% de estas reservas están ubicadas en el este de Venezuela donde se encuentra localizada la Faja Petrolífera del Orinoco. Sólo el 9.2% del total de las reservas son consideradas reservas de gas libre no asociado. El Mercado del gas natural en Venezuela tiene las siguientes características: Déficit en la oferta de gas natural incluyendo déficit en el suministro para el sector eléctrico Altos precios internacionales para los sustitutos del gas natural (gasolina, diesel, GLP, fuel oil) Fuerte demanda de gas natural en expansión tanto en Venezuela como a nivel mundial Apropiado marco legal en Venezuela El desarrollo de los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco representará una demanda importante de gas natural, la cual permitirá la consolidación del mercado y el desarrollo de la región del oriente de Venezuela. Este documento presenta el uso del gas natural para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco estableciendo un marco conceptual, el contexto del proyecto, y la evaluación de la situación presente para analizar los requisitos del proyecto y sus evaluaciones económicas. MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL Matriz de Energía de Venezuela El gas natural provee el 46% del total del consumo de energía en Venezuela. La demanda de energía crecerá un 2.9% en los próximos 10 años [2]. Marco Legal en Venezuela El marco legal relacionado con la producción, tratamiento, transporte, suministro y venta de gas natural es establecido principalmente por las siguientes leyes y regulaciones: Constitución de la República Bolivariana de Venezuela Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos ( N 36,793 Septiembre 23, 1999) Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (Extraordinario N 5,471 Junio 5, 2000) Reglamento para el Cumplimiento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (N 37,505 Agosto 14, 2002) De acuerdo a la Constitución los yacimientos de hidrocarburos pertenecen a la República y el Estado puede otorgar concesiones para la explotación y servicios por un tiempo limitado. También, el Estado mantendrá el 100% de participación en PDVSA, la empresa nacional XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 2
petrolera. De acuerdo a la ley, ENAGAS es el ente encargado para regular y promover el desarrollo del sector del gas natural. Sistema Eléctrico Venezolano Es importante conocer las características de sistema eléctrico venezolano así como también las instalaciones de generación, transmisión e interconexión para poder cuantificar la oferta nacional de energía eléctrica para entonces validar el déficit que justificaría la utilización de gas natural como recurso energético para desarrollar la Faja Petrolífera de Venezuela. La capacidad real del sistema eléctrico nacional es de 22.135 Megavatios (MW) de la cual el 66% es generación hidráulica mientras que el resto de 34% es generación térmica. El gas natural es tan sólo usado en el 20% de la generación total. Las instalaciones de generación comprenden 109 plantas térmicas y 60 plantas hidroeléctricas. La generación hidráulica provee el 70% de la demanda de electricidad [3]. CONTEXTO DEL PROYECTO Esta sección describe los proyectos de producción de gas en Venezuela, el desarrollo de la Faja Petrolífera de Venezuela, y las condiciones existentes y características del sistema eléctrico venezolano. Proyectos de Producción de Gas en Venezuela PDVSA-la compañía nacional petrolera propiedad del estado venezolano-tiene un plan en el sector de gas natural para incrementar la producción desde 5.160 Millones de Pies Cúbicos Estándar por Día (MMSCFD) para el año 2006 hasta 11.500 MMSCFD para el año 2012 con un estimado de inversión de 16.780 millones de Dólares Americanos [4]. El Desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco La Faja Petrolífera del Orinoco tiene una extensión de 55.314 Km 2 y solamente 11.593 Km 2 están sujetas a la explotación de crudos pesados. Tiene 1,36 billones de barriles de petróleo original en sitio y hasta la fecha las reservas probadas son de 37.000 millones de crudo pesado de 8 a 10 API, localizados in 4 campos denominados Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. En el campo Junín hay dos bloques activos: Petroanzoátegui, perteneciente a PDVSA y Petrocedeño (PDVSA 60%, Total 30.3% y StatoilHydro 9.7%); en el campo Ayacucho existen dos bloques activos: Petropiar (PDVSA 70% y Chevron 30%), y un segundo bloque propiedad de PDVSA que corresponde al bloque Bare Arecuna; en el campo Carabobo se tienen tres bloques activos: Petromonagas (PDVSA 83.3% y BP 16.7%), Petrosinovensa y un tercero perteneciente a PDVSA en el sur de Morichal. Todas estas compañías producen 600,000 BPD de crudo mejorado de 16 API a 32 API habiéndose tenido una inversión total de a 17.000 millones de Dólares Americanos. El arreglo estándar para la producción está regido por pozos multilaterales horizontales con bombas electro- XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 3
sumergibles y de cavidad progresiva con capacidades de 1.500 a 2.000 BPD por pozo y por bomba, teniéndose un factor de recobro del 8% a 10% para este tipo de proceso de producción denominado comúnmente producción fría. De acuerdo al plan estratégico de PDVSA, el estimado de inversión para la Faja Petrolífera del Orinoco sería de 15.320 millones de Dólares Americanos para el período 2008 2012 para incrementar la producción de crudo en 624.000 BPD. El plan a largo plazo 2008 2030 está definido en la explotación de 27 bloques, usando recursos propios y en asociación con compañía petroleras estatales de otros países, tal como se muestra en la Figura 1. [5] N Boyacá Junín Ayacucho Carabobo PARQUE NACIONAL AGUARO GUARIQUITO 1 2 5 PETROZUATA 5 1 SINCOR sc San Cristobal 3 4 6 2 4 6 9 7 8 3 5 Petrozuata 1 2 AMERIVEN 3 4 5 6 7 1 1 OCN BITOR 4 2 3 Río Orinoco Figura 1. Ubicación de Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco En los actuales momentos, la estrategia es finalizar la certificación de reservas de todos los 27 bloques que tienen una magnitud de 236.000 millones de barriles de crudo pesado que convierten a Venezuela en la región con el mayor depósito de petróleo en el planeta [6]. Proyectos de Plantas de Generación de Potencia en Venezuela Los proyectos de generación de potencia requeridos para cubrir la demanda eléctrica en Venezuela deben incrementar el suministro desde 3.629 MW en el año 2008 hasta 7.289 MW para el año 2014 [7]. EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN PRESENTE Esta sección muestra la capacidad de producción de los proyectos ubicados en el oriente de Venezuela que serían los proyectos elegibles para suministrar la demanda requerida para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Adicionalmente, esta sección muestra la evaluación del balance demanda-oferta para el suministro de potencia eléctrica en la región oriental. Proyectos de Gas Natural No-Asociado en el Oriente de Venezuela La Tabla I indica los proyectos de gas en el oriente de Venezuela incluyendo la capacidad de producción presente y potencial de gas en la Faja Petrolífera del Orinoco. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 4
PROYECTO Tabla I. Proyectos de Gas Natural No-Asociado Oriente de Venezuela PRODUCCIÓN MMPCED DESTINO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Desarrollo Gas Anaco 2.250 2.250 2.250 Sistem Anaco - Jose Sistema Anaco - Puerto Ordaz Gas Lift para Recuperación Secundaria Plataforma Deltana 1.000 1.000 1.000 CIGMA Mariscal Sucre - Total 600 1.050 1.050 1.050 Exportación 750 750 750 CIGMA Mercado Interno 300 300 300 Margarita Corocoro 200 200 200 200 CIGMA Producción Adicional 0 0 0 800 4.500 4.500 4.500 Conv. Asoc. Faja 137 141 151 162 162 170 170 Nuevos Desarrollos Faja Nuevos Desarrollos Faja 0 0 0 25 48 30 97 Nuevos Desarrollos Faja Una evaluación de la Tabla I indica que la planta de generación de potencia requerida para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco debería usar los recursos existentes y potenciales de gas natural que se encuentran en esa propia área de la faja. Balance Oferta-Demanda de Potencia en el Oriente de Venezuela La Tabla II muestra el balance oferta-demanda de potencia eléctrica en el oriente de Venezuela teniendo en cuenta la demanda proyectada, las plantas de generación de potencia existentes, los proyectos de plantas de generación de potencia, y las plantas de generación de potencia que están sujetas a procesos de abandono en el próximo futuro debido a la obsolescencia. El resultado de este balance de potencia para el oriente de Venezuela se muestra graficado en la Figura 2 la cual indica que los requisitos de potencia para propósitos industriales, comerciales y residenciales están cubiertos hasta el año 2012. En consecuencia, no hay disponibilidad de capacidad de generación de potencia eléctrica para el incremento de la producción de los nuevos proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco estimado en 624.000 BPD para el año 2012. Por lo tanto, estos proyectos requerirán una nueva planta de generación de potencia que deberá usar el gas natural de la faja como se mencionó anteriormente. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 5
Tabla II. Balance Oferta-Demanda de Potencia en el Oriente de Venezuela OFERTA MW 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 PARQUE ACTUAL DE GENERACIÓN Cadafe-Edelca-Semda-Seneca-PDVSA 2253 2253 2253 2253 2253 2253 2253 2253 2253 PROYECTOS DE ELECTRICIDAD Cumaná 450 450 450 450 450 450 Puerto La Cruz 300 300 300 300 300 300 300 Cabrutica 150 300 300 300 300 300 300 Tocoma - Oriente 155,2 Total Capacidad Adicional 0 0 450 1050 1050 1050 1050 1050 1205 PLANTAS A DESINCORPORAR Guanta -109-109 -109-109 -109-109 Luisa Cáceres de Arismendi -140-140 Total Capacidad a Desincorporar 0 0 0-109 -109-109 -109-249 -249 Total Capacidad Neta 2253 2253 2703 3194 3194 3194 3194 3054 3209 DEMANDA MW 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Demanda Proyectada(*) 2253 2336 2423 2512 2605 2702 2802 2905 3013 Demanda CIGMA 13 100 373 373 373 473 636 Total Demanda 2253 2336 2436 2612 2978 3075 3175 3378 3649 MW BALANCE 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Oferta - Demanda 0-83,4 267,2 581,5 215,6 119 19,2-324 -440 Este balance indica que no habrá capacidad disponible para suministrar la energía requerida para el 2012 a ser usada por los desarrollos de los nuevos proyectos en la Faja Petrolífera del Orinoco. 4000 3500 3000 Potencia en MW 2500 2000 1500 1000 Capacidad de Generación de Potencia Demanda 500 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Año Figura 2. Balance de Potencia en MW Oriente de Venezuela XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 6
Suministro de Potencia Eléctrica Requerida por los Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco De acuerdo al plan de PDVSA plan, se incrementará la producción de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco en 624.000 BPD para el año 2012 a través de la explotación en cuatro nuevos bloques: Petrobras Carabobo1, ONGC Junín Norte, Petropars Ayacucho7, y Lukoil Junín 3, los cuales requerirán una cantidad importante de potencia eléctrica según se indica en la Tabla III. Esta tabla indica que la Potencia Nominal requerida será de 320 MW, a ser suministrada usando una planta de generación de ciclo combinado la cual requerirá un flujo de gas de 40 MMSCFD. Este gas puede ser suministrado por las asociaciones productoras de crudo pesado existentes en la Faja del Orinoco. Table III. Gas para la Generación de Potencia para los Proyectos de la Faja del Orinoco SISTEMA POTENCIA Bombas de pozo 188 Estaciones de Flujo 9 Distribución de Diluente 5 Tratamiento de Crudo 39 Plantas Compresoras-OCN 6 Plantas Compresoras-PETROBRAS 3 Plantas Compresoras-PETROPARS 3 Plantas Compresoras-AMERIVEN 3 Plantas Compresoras-LUKOIL 3 Plantas Compresoras-PETROZUATA 6 Plantas Compresoras-ONGC 3 Potencia Requerida Total - real 268 Potencia Requerida Total - nominal 320 ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS REQUERIDOS Esta sección muestra la capacidad y dimensiones de los gasoductos requeridos así como también la potencia total de compresión. También esta sección indica las características principales de la planta de generación de potencia eléctrica requerida. Nuevos Gasoductos Requeridos para la Generación de Potencia en la Faja Petrolífera del Orinoco La ubicación de la nueva planta de generación de potencia eléctrica debería ser Bare donde están ubicadas las facilidades existentes de producción de crudo pesado de Ameriven (ahora llamado Petropiar). La Figura 3 muestra la ubicación geográfica, dimensiones y capacidad de los nuevos gasoductos. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 7
JOSE Oleoductos de Crudo Diluido Líneas de Diluente Gasoductos 36 200 Km. 20 20 42 158 Km. 26 16 25 Km. Zuata Bare SINCOR Junín 3 S.D. de Cabrutica PETROZUATA 12 18 MMSCFD 135 Km. 120 MMSCFD 30 30 Km. PTO 30 100 Km. 20 AMERIVEN Cerro Negro OCN 12 96 Km. 70 MMSCFD BOYACÁ JUNÍN AYACUCHO CARABOBO Figura 3. Nuevos Gasoductos Requeridos Se presentan tres diferentes gasoductos principales: El primero se inicia en OCN (ahora denominado Petromonagas) en Cerro Negro hasta llegar a Bare usando tres secciones de 21 Km x 8, 15 Km x 10 y 60 Km x 12 ; el segundo gasoducto se inicia en el Bloque de Lukoil hasta llegar a Petrozuata (ahora denominado Petroanzoátegui) usando dos secciones de 42 Km x 6 y 25 Km x 8 ; y un tercero y último gasoducto que se inicia en Zuata y llega a Bare de 68 Km x 12. La longitud total de gasoductos es de 231 Km. Los detalles de los gasoductos incluyendo la información de diámetros y longitudes para cada sección se muestra en la Tabla IV. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 8
Tabla IV. Características de Gasoductos TRAMO FLUJO PRESIÓN FINAL LONGITUD DIÁMETRO POTENCIA ELEMENTO MOTRIZ desde hasta (MMPCED) (psig) (Km) (pulg) (HP) OCN 35,2 1200 0 8 7.500 Motor Eléctrico OCN Km 21 35,2 1002 21 8 4.000 Turbina de Gas PETROBRAS 16,6 1200 0 4 4.500 Motor Eléctrico PETROBRAS Km 21 16,6 1002 1 4 2.000 Turbina de Gas Km 21 Km 36 51,8 861 15 10 - PETROPARS 18,3 1200 0 4 4.000 Motor Eléctrico PETROPARS Km 36 18,3 861 1 4 2.500 Turbina de Gas Km 36 Km 96 70,1 315 60 12 - AMERIVEN 17,8 468 0 4 3.500 Motor Eléctrico AMERIVEN Km 96 17,8 315 1 4 - LUKOIL 19,2 1200 0 6 4.500 Motor Eléctrico LUKOIL SINCOR 19,2 440 42 6 2.500 Turbina de Gas SINCOR 41,7 1200 0 8 10.000 Turbina de Gas SINCOR Estación Recolección Zuata 60,9 440 25 8 6.000 Turbina de Gas ONGC 16,8 468 0 6 3.500 Motor Eléctrico ONGC Estación Recolección Zuata 16,8 440 1 6 - PETROZUATA 43,1 468 0 8 8.000 Motor Eléctrico PETROZUATA Estación Recolección Zuata 43,1 440 1 8 - Estación Recolección Zuata 119,8 440 0 12 - Estación Compresión Zuata 119,8 1200 0 12 12.500 Turbina de Gas Estación Compresión Zuata Km 96 119,8 315 68 12 - Km 96 Estación de Medición 207,6 280 1 16 - DESTINO TRANSPORTE GASODUCTOS - DEMANDA DE GAS Planta Termoeléctrica 40,0 0 Gas de Venta a PDVSA 167,6 0 207,6 238 75.000 La potencia total de compresión es 75,000 BHP para transportar un flujo de gas de 208 MMSCFD: 40 MMSCFD serán suministrados a la nueva planta de generación de potencia eléctrica y 168 MMSCFD disponible para el mercado doméstico. Planta de Generación de Potencia Eléctrica Requerida para los Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco Como se ha mencionado anteriormente, la capacidad de la planta de generación de potencia eléctrica requerida para los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco es de 320 MW, que consistiría en un bloque de generación en ciclo combinado con dos turbinas de gas en operación. EVALUACIÓN ECONÓMICA La Tabla IV muestra el estimado de costo de todos los gastos de capital requeridos para la transmisión de gas desde las instalaciones centrales de producción hasta la planta de generación de potencia eléctrica ubicada en Bare. También, la Tabla IV muestra los gastos de capital requeridos para la construcción de la nueva planta de generación de potencia eléctrica. Los gastos operacionales anuales para todas las instalaciones mencionadas anteriormente son aproximadamente 120 millones de Dólares de Americanos. El ingreso anual estimado es aproximadamente 150 millones de Dólares Americanos que consta de las ventas de electricidad y del gas excedente. La utilidad anual después de impuesto es de 20 millones de Dólares Americanos. El ingreso se basa en las premisas de precios del gas natural y de electricidad XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 9
mostradas en la Tabla V. La Tasa Interna de Retorno (TIR) es de 7.23% la cual es menor que la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento de 15% para la industria del gas en Venezuela. Por lo tanto, es necesario negociar con las organizaciones gubernamentales un incremento en los precios del gas y de la electricidad de manera de poder calificar al proyecto como financieramente rentable. Si el proyecto considera solamente el transporte de gas requerido para la generación de potencia, el TIR sería de 11.86%, debido a la disminución en la longitud y diámetros de los gasoductos y en la potencia de compresores. Tabla IV. Gastos de Capital para el Transporte de Gas y Generación de Potencia INVERSIONES % MONTO Sistema de Transporte de Gas Planta Compresora 22,00% $104.548.059 Gasoductos 18,11% $86.072.445 Estaciones de Válvulas 2,91% $13.815.812 Subtotal $204.436.317 Sistema de Generación Eléctrica Planta Generadora 39,07% $185.686.000 Subestación Eléctrica 230 kv 4,13% $19.620.000 Planta de Tratamiento de Agua 1,05% $5.000.000 Línea de Transmisión a Junín 3 7,97% $37.885.000 Línea de Transmisión a Carabobo 1 4,75% $22.585.000 Subtotal $270.776.000 Total 100,00% $475.212.317 Tabla V. Precios del Gas Natural y de Energía Eléctrica DESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD FUENTE 0,03 $/MC Precio gas natural 0,99 $/MMBTU Gaceta Oficial N 37.850 0,005 $/MC Precio adicional gas por concepto de transporte 0,15 $/MMBTU Tarifa eléctrica 30 mills/kwh Fundelec XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 10
CONCLUSIONES Una nueva planta de generación de potencia eléctrica debería ser instalada para satisfacer la demanda adicional de energía eléctrica que se requeriría para los nuevos proyectos a ser ejecutados en la Faja Petrolífera del Orinoco, que producirá un volumen de crudo adicional de 624.000 BPD en cuatro bloques, durante el período 2007 2012. La nueva planta de generación a ser ubicada en Bare, consistirá en una planta de ciclo combinado con dos turbinas de gas, que generará una potencia eléctrica nominal de 320 MW usando 40 MMSCFD de gas natural como combustible. El gas natural será producido en los mismos bloques que usarán la electricidad generada. Un sistema de tres gasoductos transportarán 40 MMSCFD de gas desde diferentes Fuentes hasta Bare y 168 MMSCFD de gas para uso doméstico y del sector comercial, con el objetivo de impulsar el desarrollo social de la región, requiriendo la instalaciones de plantas de compresión de gas de 75,000 BHP de potencia total. La evaluación económica indica que este proyecto tiene un TIR de 7.23 %, valor menor que la tasa mínima atractiva de rendimiento para la industria del gas de 15%. Una reducción en el alcance de proyecto para transportar solamente el gas requerido para la planta de generación eléctrica mejora el TIR para llegar al valor de 11.86 %, todavía menor que la tasa mínima de rendimiento. Es recomendable revisar las tarifas de gas y de electricidad para mejorar el desempeño económico de este proyecto. El presente trabajo indica que hay claras oportunidades para monetizar el gas natural de las asociaciones de producción existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco, sin embargo son necesarios algunos cambios en las condiciones comerciales. PDVSA debería iniciar estudios y análisis más detallados para evaluar los riesgos potenciales asociados a este proyecto tomando en cuenta las variables de ubicación, regulaciones, ambientales, y los aspectos sociales, económicos y financieros. Un enfoque similar al aquí presentado es requerido para estimar los requisitos de energía para los mejoradores de crudo que procesarán el crudo pesado para convertirlo en crudo sintético liviano. RECONOCIMIENTOS Los autores quieren expresar su agradecimiento a la Coordinación de Postgrado de la Universidad Simón Bolívar por brindar el correspondiente permiso para la publicación del presente trabajo en virtud de que la mayoría de las disertaciones relevantes han sido tomadas del Trabajo Especial de Grado [8] presentado durante la Especialización en Gerencia del Negocio del Gas Natural. Trina Rojas quiere expresar su agradecimiento al Sr. Pedro Martorano por su valiosa cooperación y sugerencias en la ejecución del trabajo que se presenta aquí. Finalmente, es importante pagar tributo a todos aquellos en la Universidad Simón Bolívar, profesores y colegas, por sus consejos y asistencia que hicieron posible la discusión en este manuscrito. REFERENCIAS 1. British Petroleum (BP). 2007. Statistical Review of World Energy. Desde www.bp.com. 2. Plan Nacional de Gas. Ente Nacional de Gas, 2006. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 11
3. Información Institucional de OPSIS. Oficina de Operación de Sistemas Interconectados, 2006 4. Planes Estratégicos, Desarrollos de Gas PDVSA, 2005. 5. Planes Estratégicos, Desarrollos de la Faja Petrolífera del Orinoco, PDVSA, 2005. 6. Plan Siembra del Petróleo. Proyecto Magna Reserva. Plan Operativo 2006 2012, PDVSA, 2006. 7. Plan Estratégico de CVG-EDELCA 2007 2011, CVG Electrificación del Caroní. 2006. 8. Rojas T., Usos del Gas Natural para los Desarrollos de la Faja del Orinoco Universidad Simón Bolívar, Julio, 2007. XVIII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, 27-29 de Mayo, 2008 Página 12