El Fenómeno El Niño y su Influencia sobre la Problemática … · 2014. 6. 11. · 2011”...

El Fenómeno El Niño y su Influencia sobre la Problemática

Eléctrica en Venezuela

Mayo 2014

Ing. Eduardo Páez-Pumar H

Un país sin capacidad para enfrentar

una Hidrología Seca

Situación Actual

No hay información oficial: A partir del 16 de Noviembre de

2010, quedó cerrado el acceso a la página web del Centro

Nacional de Gestión (OPSIS).

Los datos presentados son producto de:

1. El “Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Venezolano

2011” publicado por MPPEE.

2. El “Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Venezolano

2013” publicado por MPPEE con los datos del 2012.

3. Memoria y Cuenta del MPPEE del año 2013

4. Información aportada por Damián Prat y por los Ingenieros:

Miguel Lara, Nelson Hernández y José Aguilar; así como

información recogida en los medios de comunicación

nacionales y extranjeros.

Sistema Eléctrico Nacional

2

3

Situación actual

Esta presentación no considera el análisis de la

problemática de la Red troncal de Transmisión, ni de la

Red de Distribución en Venezuela por ser muy extenso

y complejo, y por no estar directamente vinculado con

las condiciones climáticas.


Red Troncal de Transmisión y Redes primaria y

secundaria de Distribución de Energía Eléctrica

Capacidad de Generación Instalada (Año 2013) 29.200 MW.





Demanda Máxima de Potencia (Año 2013) 17.577 MW.





La demanda disminuyó en 780 MW en el año 2013, por la caída

en la producción industrial generada por la falta de insumos y

por la crisis económica y no por otro tipo de medidas que dice

el gobierno haber tomado

Sistema Eléctrico Nacional Situación a Diciembre 2013

4

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio AgostoSeptiem

breOctubre

Noviembre

Diciembre

Cap Instalada 2007 22.255 22.255 22.255 22.255 22.270 22.590 22.590 22.565 22.525 22.525 22.525 22.540

Cap Instalada 2008 22.570 22.570 22.600 22.660 22.690 22.690 22.690 22.768 22.798 22.996 23.154 23.154

Cap Instalada 2009 23.192 23.342 23.342 23.342 23.367 23.367 23.517 23.532 23.547 23.547 23.643 23.674

Cap Instalada 2010 23.794 23.828 23.927 23.959 24.202 24.324 24.460 24.526 24.534 24.728 24.774 24.838

Cap Instalada 2011 24.925 24.925 24.925 24.973 24.933 24.903 25.345 25.595 25.668 25.685 25.685 25.704

Cap Instalada 2012 25.737 25.917 26.097 26.274 26.356 26.429 26.467 26.535 27.292 27.507 27.503 27.723

22.255 22.540

22.570

23.154 23.192

23.674 23.794

24.838 24.925

25.704 25.737

27.723

21.500

22.500

23.500

24.500

25.500

26.500

27.500

28.500

Mw

. Capacidad Instalada en Venezuela

Período 2007 - 2012

Capacidad Instalada

2013: 29.200 Mw

Capacidad de Generación Instalada

5

Total Capacidad de Generación Instalada del SEN.

Años 2011 y 2012


Capacidad Instalada Año 2012 Capacidad Instalada Año 2011

6

Se privilegia el crecimiento en el

sector térmico

Participación Total de Capacidad de Generación Instalada

Térmica del SEN Años 2011 y 2012


Año 2011 Año 2012

7

Crece la demanda de Gas

EneroFebrer

oMarzo Abril Mayo Junio Julio Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Energía Gen. 2007 9.361 8.444 9.601 9.183 9.954 9.382 9.591 9.546 9.432 9.774 9.550 9.500

Energía Gen. 2008 9.351 8.884 9.438 9.748 10.231 9.955 10.180 10.330 10.044 10.261 9.935 9.775

Energía Gen. 2009 9.821 8.813 10.003 10.063 10.719 10.295 10.543 10.660 10.665 10.843 10.508 10.458

Energía Gen. 2010 9.568 8.801 9.986 9.212 9.840 9.507 9.897 10.104 9.791 10.437 9.669 9.862

Energía Gen. 2011 9.912 9.222 10.109 9.904 10.632 10.301 10.526 10.696 10.442 10.595 10.276 10.228

Energía Gen. 2012 10.106 9.650 10.620 10.194 10.723 10.581 10.923 10.831 10.950 11.286 11.101 10.890

9.954

10.330

10.843

10.437

10.696

11.286

8.000

8.500

9.000

9.500

10.000

10.500

11.000

11.500

Gw

h

Energía Bruta Generada Período 2007 - 2012

El valor más alto mes

de Octubre 2012

Energía Bruta Generada

8

Sistema Eléctrico Nacional Total Energía Bruta Generada del SEN.

Años 2011 y 2012

Energía Bruta Generada Año 2012 Energía Bruta Generada Año 2011

9

Aumenta la generación térmica

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio AgostoSeptiemb

reOctubre

Noviembre

Diciembre

Demanda 2007 15.098 15.061 14.958 15.137 15.535 15.187 15.029 14.815 15.279 15.551 15.369 15.182

Demanda 2008 14.732 15.135 15.070 16.127 16.183 16.154 15.867 15.933 16.209 16.157 16.351 15.666

Demanda 2009 15.898 15.702 15.952 16.749 17.243 16.962 16.604 17.057 17.337 17.289 17.248 17.264

Demanda 2010 15.502 15.591 15.807 15.681 15.599 15.471 15.488 15.919 15.936 16.755 16.115 15.558

Demanda 2011 15.782 15.940 16.711 16.491 16.895 17.069 16.579 16.763 17.157 16.658 16.933 16.563

Demanda 2012 15.887 16.225 16.651 17.026 17.551 17.541 17.123 17.307 17.965 17.827 18.357 17.516

15.535

15.551

16.183 16.351

17.243 17.337

15.807

16.755

17.069

17.157

17.551

18.357

14.200

15.200

16.200

17.200

18.200

Mw

. Demanda máxima mensual en Venezuela

Período: 2007 al 2012 (Sin considerar la demanda no consumida por las Empresas Básicas)

El valor más alto mes

de Noviembre 2012

Demanda Máxima Mensual

Demanda Máxima

2013: 17.707 Mw

(no indican el mes)

10

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Capacidad Instalada 20.633 20.276 20.059 20.408 19.657 20.399 21.198 21.849 22.398 22.402 23.154 23.674 24.838 25.704 27.723 29.200

Demanda Máxima 10.854 11.230 11.938 12.463 12.813 13.052 13.807 14.687 15.945 15.551 16.351 17.337 17.705 17.157 18.357 17.577

Holgura 47,39% 44,61% 40,49% 38,93% 34,82% 36,02% 34,87% 32,78% 28,81% 30,58% 29,38% 26,77% 28,72% 33,25% 33,78% 39,80%

20.633 20.276

20.059

20.408

19.657

20.399 21.198

21.849 22.398

22.402

23.154 23.674 24.838

25.704

27.723 29.200

10.854

11.230 11.938 12.463

12.813

13.052

13.807 14.687

15.945

15.551

16.351 17.337

17.705 17.157

18.357

17.577

47,39%

44,61%

40,49%

38,93%

34,82%

36,02% 34,87%

32,78%

28,81%

30,58% 29,38%

26,77%

28,72% 33,25%

33,78%

39,80%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

8.000

13.000

18.000

23.000

28.000

33.000

38.000

43.000

48.000

MW

Capacidad Instalada del SEN y Demanda Máxima

Período 1999 - 2013

Demanda Eléctrica y Capacidad Instalada

11

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Capacidad Instalada 20.633 20.276 20.059 20.408 19.657 20.399 21.198 21.849 22.398 22.402 23.154 23.674 24.838 25.704 27.723 29.200

Demanda Máxima 10.854 11.230 11.938 12.463 12.813 13.052 13.807 14.687 15.945 15.551 16.351 17.337 17.855 18.257 19.457 18.677

Holgura 47,39% 44,61% 40,49% 38,93% 34,82% 36,02% 34,87% 32,78% 28,81% 30,58% 29,38% 26,77% 28,11% 28,97% 29,82% 36,04%

20.633 20.276

20.059

20.408

19.657

20.399 21.198

21.849 22.398

22.402

23.154 23.674 24.838

25.704

27.723 29.200

10.854

11.230 11.938 12.463

12.813

13.052

13.807 14.687

15.945

15.551

16.351 17.337

17.855 18.257

19.457

18.677

47,39%

44,61%

40,49%

38,93%

34,82%

36,02% 34,87%

32,78%

28,81%

30,58% 29,38%

26,77%

28,11%

28,97% 29,82%

36,04%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

8.000

13.000

18.000

23.000

28.000

33.000

38.000

43.000

48.000

MW

Capacidad Instalada del SEN y Demanda Máxima

Período 1999 - 2013

Demanda Eléctrica y Capacidad Instalada

Al incluir la demanda no consumida por las Empresas Básicas de Guayana (1.100 Mw)

12

55 52 44 56 52

86 92 113

151

339 337

Interrupciones de Servicio Mayores a 100 Mw.

Fuente: Ing. Miguel Lara G. Basado en información de OPSIS

Las interrupciones de servicio se incrementan en los años 2009 y

2010 debido a la baja disponibilidad del sistema

13

Potencia Promedio Interrumpida (MW) y Número de Interrupciones del Servicio Eléctrico. Año 2012

276 Interrupciones Mayores a 100 MW en el Año 2012

Interrupciones de Servicio Mayores a 100 Mw.

14

En el 2012 se dejaron de facturar 42.564 GWh, 7.22 % más que

en el año 2011; lo que equivale al 33.5 % del total generado, y al

93 % del total de generación del Parque Térmico.

Pérdidas de Energía

Índices del Sector Eléctrico según Países Latinoamericanos. Año 2011

15

16

Fenómeno El Niño

Influencia del Fenómeno El Niño El Fenómeno El Niño causa sequías en unas partes del mundo y

lluvias en otras.

Venezuela

17

El Niño La Niña

Deslave de

Vargas

Sequía del 2002 - 2003

Sequía del 2009 -2010

Sequía de 1998

Última Sequía 2013

Deslave del Río Limón

Tormenta Bred

Lluvias Dic. 2010

Influencia del Fenómeno El Niño

Histórico del Índice de Temperatura Superficial del Mar

18

El International Reserch Institute (IRI) de la Universidad de

Columbia USA, predice para noviembre-diciembre-enero una

influencia del Fenómeno El Niño del 78%, lo cual implica que si

actualmente existe una fuerte sequía, la situación empeorará.

Influencia del Fenómeno El Niño

19

Influencia del Fenómeno El Niño Según información del IRI – Columbia USA, se puede prolongar

la sequía para junio-Julio-agosto, con probabilidades de que

las precipitaciones estén por debajo de lo normal entre el 40%

al 45% y con una incidencia del Fenómeno El Niño de un 67%

20

Precipitaciones en Upata Centro de Observación Monitoreo en Upata Municipio Piar

Registro de Precipitación 2008 - 2013

1340 mm de precipitación en el año 2008






Registro Año 2013 24 mm en enero 18 mm en febrero 5 mm en marzo 90 mm en abril 64 mm en mayo 90 mm en junio 188 mm en julio 141 mm en agosto 129 mm en septiembre. 14 mm en octubre 178 mm en noviembre 120 mm en diciembre

Registro Año 2014 54 mm en enero 20 mm en febrero 2 mm en marzo 6 mm en abril 5 mm hasta el 25 de mayo

21

Según información de José Aguilar, los registros

históricos sobre el comportamiento de la central

hidroeléctrica de Guri, señalan que en 2013 el caudal

del Caroní disminuyó en 6,4% respecto a 2012.

Damián Prat, en su última columna de “Público y

Confidencial” reporta la siguiente información:

1. Los caudales que han ingresado a Guri hasta el 16

de mayo promedian 2.100 m3/seg, cuando el

promedio histórico para mayo es de 4.700 m3/seg.

2. En abril los caudales también estuvieron 20% por

debajo del histórico de ese mes.

La página web de Corpoelec que indica diariamente los

niveles del embalse muestra un descenso de 7 cm/día.

Disminución del caudal en Guri

22

Nivel del Embalse de Guri

Fuente: Página Web de Corpoelec

262,00

261,49

261,28

261,19

261,04

260,84

260,76

260,54

260,30

260,50

260,70

260,90

261,10

261,30

261,50

261,70

261,90

262,10

Me

tro

s s

ob

re e

l n

ive

l d

el m

ar

6/5/14 12/5/14 15/5/14 16/5/14 19/5/14 22/5/14 23/5/14 26/5/14

Nivel 262,00 261,49 261,28 261,19 261,04 260,84 260,76 260,54

Desciende 7 cm diarios

23

NIVEL MÁXIMO 271 m‏

NIVEL 26 MAYO 2014 260,54 m

NIVELES DE OPERACIÓN DEL EMBALSE GURI.

Enero

54 mm

Febrero

20 mm

Marzo

2 mm

OPERAR POR DEBAJO DE LA

COTA 240 IMPLICA PARAR UN

NÚMERO DE UNIDADES

EQUIVALENTE A 5000 MW O 9

CIUDADES COMO CIUDAD

GUAYANA O 25 CIUDADES

COMO SAN FELIX O 100

CIUDADES COMO UPATA

NIVEL MÍNIMO 240 m

CAUDAL

TURBINADO

Precipitaciones

2014

NIVEL 4 SEPTIEMBRE 2013 271 m


Abril

6 mm

CAÍDA DE NIVEL = 34%

RESPECTO AL NIVEL MÍNIMO

DE LA 2ª ETAPA

24

NIVEL AGUAS ABAJO 127 m.s.n.m.

UNIDADES 13 Y 14

UNIDADES

11,12, 15, 16,

17, 18, 19 Y

20

236 m.s.n.m.

219 m.s.n.m.

CAIDA NETA MÍNIMA SM 2

(100 mts)‏

228.5 m.s.n.m

217 m.s.n.m.

4 m SUMERGENCIA 240 m.s.n.m

Nivel mínimo

de Operación

UNIDADES

1 a 10

196.5 m.s.n.m.

UBICACIÓN DE LAS TOMAS DE AGUA DE LAS UNIDADES DE GURI

Rehabilitadas:

11, 12, 17 y 19

Rehabilitadas:

13 y 14


Unidad 16 en

rehabilitación

Unidades 5 y 10

en mantenimiento

5.600 Mw.

1.400 Mw.

3.000 Mw.

Fuera de Servicio

Más de 2.000 Mw.

Unidades 8 y 9

rehabilitadas

Nota: No incluye las perdidas de eficiencia por carga hidráulica

Unidades rehabilitadas SM 1: 340 Mw c/u

Unidades rehabilitadas SM 2: 760 Mw c/u

Unidad 2 en

rehabilitación

Estado de unidades al 20-02-2013 y al 12-10-2013 (Unidad 20)

Unidad 20 en

mantenimiento

25

Histórico de Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m). Años 2005 al 2012

260,54 260,76 (26 de Mayo 2014)

26

Pérdidas de Generación en Guri (2009 · 2010)

En la medida que cae la altura, disminuye la potencia generada.

Se perdieron 1.200 Mw. de generación en Guri desde el 12/12/2009 hasta el

24/04/2010, para un mismo volumen turbinado de 4.600 m3/seg.

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

7.500

12/1

2/2

009

19/1

2/2

009

26/1

2/2

009

02/0

1/2

010

09/0

1/2

010

16/0

1/2

010

23/0

1/2

010

30/0

1/2

010

06/0

2/2

010

13/0

2/2

010

20/0

2/2

010

27/0

2/2

010

06/0

3/2

010

13/0

3/2

010

20/0

3/2

010

27/0

3/2

010

03/0

4/2

010

10/0

4/2

010

17/0

4/2

010

24/0

4/2

010

M3

/Se

g -

Mw

.

Días

Central Hidroeléctrica Simón Bolívar Volúmen Turbinado - Potencia Generada

Vol Turbinado

Potencia Guri

6.600 Mw.

5.400 Mw.

4.600 m3/seg. 4.600 m3/seg.

27

Pérdidas de Nivel del Embalse de Guri

244.55 m (10-05-2003)

248.36 m (Abril-2010)

250 m (02-04-2003)

260.54 m (26-05-2014)

270.96 m (01-01-2009)

264.44 m (Junio-2009) 3,90 m

10,42

m

270.96 m (01-01-2009)

28

Enero 2000 - Diciembre 2010

Histórico de Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m.)

260,54 (26 de Mayo 2014)

Nivel 248,36

Abril 2010 Nivel 244.55

Abril 2003

29

En 10 de abril de 2003, el

embalse de Guri llegó a la cota

mínima histórica de 244,55

m.s.n.m. producto del período

seco 2001–2003

No existía suficiente capacidad

de Generación Termoeléctrica

En abril de 2003 entró en

funcionamiento la Planta

Hidroeléctrica de Caruachi

que incorporó 2.280 MW.

La construcción de Caruachi

se había iniciado en 1994

Esto permitió aliviar la presión existente hasta el año 2006

Entra en operación la Planta de Caruachi

30

Influencia del Fenómeno El Niño en Panamá

07-05-2014 - A pesar de que desde la semana pasada está

lloviendo en diferentes puntos del país, los embalses de las

hidroeléctricas de Bayano y Fortuna se mantienen con

poca agua. Esta situación obliga a mantener las medidas

de ahorro ordenadas por la Secretaría de Energía

El embalse de Bayano, que tiene

una extensión de 35 mil hectáreas,

tenía tres metros por arriba del nivel

crítico, mientras que Fortuna

registraba 14 metros sobre el nivel

mínimo del mar.

La situación inquieta al sector, porque según el pronóstico

de los embalses de Bayano y Fortuna para lo que resta del

año es entre 17% y 20% por debajo de los niveles de 2013.

31

Influencia del Fenómeno El Niño en Colombia

Colombia sufrió un apagón producto del fenómeno del

Niño entre 1991 y 1992 durante el gobierno de César

Gaviria, debido a que los embalses que generaban energía

quedaron sin reservas, lo que obligó a racionar la

electricidad. Hubo cambio de hora y cortes diarios de luz

en todo el país nunca antes visto en la historia colombiana

También hubo manifestaciones similares entre 1997 y

1998 (el más fuerte) y entre el 2002 y el 2003. El más

reciente se registró entre 2009 y mediados del 2010.

Ómar Franco, director del Instituto de Hidrología,

Meteorología y Estudios Ambientales, informó que los

análisis de predicción climática señalan que la

probabilidad de que El Niño se presente en Colombia

entre julio y septiembre se acerca al 68% y la de que su

fase máxima de desarrollo ocurra entre octubre de 2014 y

enero de 2015 es del 79%. 32

Colombia suspendió a partir del 1º de Mayo el suministro de gas a Venezuela

Colombia suspendió el suministro de gas natural debido a

la inminente sequía que se anuncia para los próximos

meses.

El ministro de Minas y Energía colombiano, Amylkar

Acosta, manifestó: “Es una previsión, porque en estos

momentos hay una gran presión sobre los precios de la

energía en la bolsa y esa presión obedece en gran medida

a que hay insuficiencia en el suministro de gas para que

operen las térmicas”

Agregó, además, que “tenemos que actuar con diligencia

para evitar que esa tendencia se mantenga y al mismo

tiempo, para poder aprestarnos al sector para enfrentar

una eventual contingencia que se pueda derivar del

Fenómeno del Niño, si es que se llega a dar”.

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El 12 de Octubre de 2007, se inauguró el gasoducto Antonio

Ricaurte, para poder recibir 150 MMPCD de gas colombiano.

Gasoducto Antonio Ricaurte

• Colombia suministraría gas metano hasta el año 2012,

fecha en la que Venezuela iniciaría el suministro a

Colombia

• Lamentablemente, hoy en el año 2014, aún no estamos

en capacidad de suministrar gas a Colombia

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Disponibilidad de Gas Natural

Sector Demanda

Máxima (MPCD)

Año de

Ocurrencia

Suministro

2012 (MPCD)

Déficit

(MPCD)

Petroquímico 465 2006 430 -35

Siderúrgico 560 2005 285 -275

Cemento 125 1998 105 -20

Manufactura 305 1998 190 -115

Domestico 125 2012 125 0

Eléctrico 655 2002 645 -10

Nuevo Eléctrico 765 2012 0 -765

Operaciones Petroleras 7010 2012 5730 -1280

Total 10.010 7.510 -2.500

Venezuela le compra a Colombia (Ecopetrol y Chevron) un máximo de 200 MPCD. Los volúmenes de gas son utilizados para alimentar a las plantas eléctricas Rafael Urdaneta, Ramón Laguna y Termozulia y a la Petroquímica El Tablazo.

El déficit en el año 2012 fue de 2.500 MPCD

Fuente: Ing. Nelson Hernández (Incluye el volumen importado a Colombia) 35

Disponibilidad de Gas Natural

Fuente: Ing. Nelson Hernández 36

Disponibilidad

Año1998

Año1999

Año2000

Año2001

Año2002

Año2003

Año2004

Año2005

Año2006

Año2007

Año2008

Año2009

Año2010

Año2011

Año2012

Año2012

Guayana

Margen 3933 3363 2746 2081 1695 1664 1541 1070 -11 327 -144 -842 -524 -860 -1981 -3081

3.933

3.363

2.746

2.081 1.695

1.664 1.541

1.070

(11)

327

(144)

(842)

(524)

(860)

(1.981)

(3.081) -3600

-2600

-1600

-600

400

1400

2400

3400

4400

M w

Reserva

¡Déficit!

Margen Operacional del Sistema Eléctrico Nacional (Período 1998-2012)

Fuente: Grupo Ricardo Zuloaga 37

Proyecto Hidroeléctrico Tocoma

Tocoma

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Proyectos paralizados

No se debe privilegiar la expansión en generación térmica para un déficit temporal,

dejando a un lado sistemas hidráulicos que aporten importantes bloques energía

Ante una hidrología seca, los niveles de Guri se podrían

haber controlado si se hubiese terminado oportunamente

la Central Hidroeléctrica de Tocoma, ya que Tocoma

forma parte del grupo de centrales hidroeléctricas que

operan en cascada aguas abajo de Guri y con la misma

agua turbinada por Guri

La Central Hidroeléctrica de Tocoma se planificó

inicialmente para iniciar su construcción en el 2000 y ser

finalizada el 2012, a un costo de US$ 3.000 millones.

Debido a la mala administración y a los retrasos de los

contratistas, el costo ha escalado más del doble: US$

7.000 millones para septiembre de 2013, según el

ministro Chacón y a US$ 10.000 millones en el 2014

según el sindicato de trabajadores de Corpoelec


39


40

Proyecto Hidroeléctrico Tocoma El 18 de enero de 2012 el presidente Hugo Chávez en compañía de Enrique Pescarmona, presidente de la empresa argentina Impsa anunció: “El 9 de septiembre (de 2012) estaremos poniendo en marcha la primera unidad generadora de Tocoma”. El hito del 9 de septiembre un mes antes de las elecciones no se cumplió.

Según Damián Prat: “Tocoma ya lleva cuatro años de atraso y los últimos trece meses en parálisis casi total en medio de fuertes polémicas por la falta de presupuesto del gobierno, las escaladas de costos de la constructora brasileña y la presunta incapacidad de una transnacional de Argentina para fabricar e instalar las turbinas”.

Chacón aseguró que hay un problema con el cierre del financiamiento: “Son unos US$ 2 mil millones que faltan y actualmente lo estamos discutiendo con el Ministerio de Finanzas”. Chacón anunció que la primera turbina debería comenzar a funcionar en mayo o junio de 2014.

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UNIDADES URIBANTE

DORADAS

DORADAS

CAMBURITO CAMBURITO CAPARO

PRESAS La Honda Las Cuevas Borde Seco La Vueltosa

Cota de la cresta m.s.n.m 1.111,00 715 320 320

Altura Máxima al cauce m 140, 00 115 120 130

CENTRALES San Agatón La Colorada La Vueltosa

Capacidad instalada MW 300 460 514 + 257 (2ª etapa )

Turbinas Pelton Francis Francis

Número de unidades 2 2 2 + 1 (2ª etapa )

Potencia nominal MW 2x153 2x228 3x257

Altura neta de diseño m 350 348 104

Proyectos Hidroeléctricos de Uribante - Caparo

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Desarrollo Uribante - Doradas

La Central Hidroeléctrica San Agatón comenzó a generar 300 MW el año 1.987. Actualmente, la unidad Nº 1 de 150 Mw, está fuera de servicio (en rehabilitación).

Desarrollo Doradas - Camburito

Paralizado por CADAFE en 1987

Desarrollo Cambutrito - Caparo

Las presas Borde Seco y la Vueltosa se terminaron en 1997 y el llenado se inició en el 2001. Existe un problema en las compuertas de los túneles de descarga (no cierran)

La Central Hidroeléctrica de La Vueltosa (Fabricio Ojeda) debió haberse terminado en el 2006. Actualmente, tiene la Unidad Nº 1 instalada y en proceso de pruebas. Chacón había anunciado su inauguración para Noviembre 2013, lo cual no ha ocurrido.

De los 1.575 MW proyectados, solo funcionan 150 Mw

Proyectos Hidroeléctricos de Uribante - Caparo

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Centrales Termoeléctricas atrasadas o con Problemas

1. Planta Termocentro - El Sitio (Estado Miranda), proyecto que originalmente ejecutaría La EDC, pero que luego pasó a manos de Corpoelec, que a su vez subcontrató a la española Durofelguera. De los 1.080 MW prometidos, se encuentran activos 780 MW. La planta debió culminarse en 2011.

2. Las Plantas Antonio José de Sucre y Juan Valdez (Estado Sucre); así como la Tamare y Bachaquero (Estado Zulia) se encuentran paralizadas; las dos últimas ni siquiera aparecen en el cronograma de obras, aunque fuentes de Pdvsa y Corpoelec aseguran que las turbinas fueron compradas.

3. Centrales con problemas: Planta Centro generando apenas 400 Mw, Termozulia con la Unidad 1 que deja de inyectar 230 Mw y Tacoa con las unidades 7 al 9 produciendo 700 Mw cuando su capacidad instalada es de 1.200 Mw

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No se cumplieron

Fuente: José Luis Cordeiro con datos de EDELCA

Incapacidad para enfrentar una Hidrología Seca

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1 Falta de Gas

Parque Hídrico y Térmico

deteriorado 2

Sin terminar

Tocoma y La

Vueltosa 3

Incapacidad para enfrentar una Hidrología Seca

4 Sin terminar

Termocentro, Planta

Sucre, Juan Valdez,

Tamare y Bachaquero

5 Dificultades para el

suministro de

combustibles líquidos

6 Sobre

explotación

de Guri

El gobierno debe poner en operación Tocoma y La Vueltosa de lo contrario tendrá que aumentar el racionamiento

Crisis

Eléctrica

Los racionamientos que se originen no serán por causa de la hidrología seca, sino por las fallas de Corpoelec en adecuar

la infraestructura para enfrentar la sequía 46

Ante la posibilidad de que el Gobierno Nacional otorgue

al sector industrial los dólares requeridos para recuperar

la producción, con lo que se recuperará la demanda que

existía en el 2012; si descienden por la sequía los niveles

de Guri y otros embalses a cotas críticas, nos

preguntamos:

¿ESTARÁ EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL A

FINALES DE ESTE AÑO Y EN LOS PRIMEROS

MESES DEL PRÓXIMO EN CAPACIDAD DE

SUPLIR LA DEMANDA SIN IMPLEMENTAR

FUERTES RACIONAMIENTOS ?

CONSECUENCIAS

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“Muchos países se han desarrollado

sin petróleo, pero ninguno lo ha hecho

sin electricidad”

Francisco Aguerrevere con motivo de los

100 años de La Electricidad de Caracas

¡La ANIH y el CIV como asesores del Estado

y defensores del interés público debe exigir

rendición de cuentas!

¿Por qué se retrasan las obras, cuanto dinero se ha

perdido y quienes son los responsables de esta crisis que

tiene ya más de 8 años?

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Gracias por su atención

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El Fenómeno El Niño y su Influencia sobre la Problemática … · 2014. 6. 11. · 2011”...

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